政策核心内容 - 国家发展改革委、国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》[2] 应用场景拓展 - 推进电源侧储能应用 包括在沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地建设新型储能 建设系统友好型新能源电站 促进新能源电站与配建新型储能联合运行 研究煤电机组与电化学储能、飞轮储能、热储能等新型储能项目联合运行 鼓励利用退役火电厂场地和送出线路建设新型储能[4] - 拓展电网侧储能应用 包括在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点建设独立储能电站 推进构网型储能在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的示范应用 推广配电网新型储能应用 鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能[4] - 创新多场景应用模式 聚焦工业园区、算力设施、商业综合体、光储充放一体化充电站、分布式光伏、通信基站等应用场景 创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式 研究推广新型储能作为独立主体或通过负荷聚合商等形式参与需求响应[10] - 培育试点应用场景 各地重点围绕电源侧、电网侧及其他多场景应用方向 依托大数据、云计算、人工智能等前沿技术 创新"人工智能+"应用场景 培育一批技术领先、应用前景好、可复制性强的新型储能应用场景[10] 利用水平提升 - 推动新型储能调控方式创新 电力调度机构应根据系统需求科学制定新型储能调度细则 明确新型储能调度运行方式和调用区间 积极开展新型储能与电源协同优化调度、规模化储能系统集群智能调度及分布式储能虚拟电厂聚合调控等调用方式创新[11] - 合理提升新型储能调用水平 电力现货市场未连续运行地区应优化各类调节资源调用序位 科学增加新型储能调用 尽量减少煤电机组频繁深度调峰、日内启停调峰 电力现货市场连续运行地区遵循市场交易结果调用各类调节资源[5][11] - 提高新型储能调度适应能力 新型储能电站应符合电力系统安全稳定运行要求 完成相应性能试验及涉网试验 具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力 规范配置监控系统和通讯信息等二次系统 实现运行数据可测、储能状态可控[7][11] 创新融合 - 大力推动技术创新 依托国家产业技术工程化中心、国家新兴产业创新中心、国家能源局研发创新平台等 支持开展新型储能共性关键技术攻关、装备研制和示范验证 促进新型储能技术多元化发展 探索多技术混合式新型储能、长时储能等应用 积极储备一批前沿新型储能技术 强化企业科技创新主体地位[12] - 组织实施储能产业创新工程 强化重大项目布局牵引 发挥龙头企业产业引领作用 加强上下游产业合作 打造新型储能产业上下游融合创新生态 加快科技成果产业化应用 推动全产业链优化升级 推动新型储能产业集群化发展[12] - 推广试点项目应用 深入推进新型储能试点工作 及时总结建设运行经验 鼓励各地组织一批具有技术先进性和产业带动性的新型储能试点项目 促进新型储能技术产业创新[12] 标准体系建设 - 加快完善新型储能标准体系 结合新型电力系统建设思路进一步完善新型储能各环节技术标准 构建适应技术多元创新趋势、满足产业发展需求、与现有能源电力标准有效衔接的新型储能标准体系 加强新型储能标准实施评估[14] - 加强关键领域标准制修订 优先开展技术相对成熟、具备推广应用条件的储能领域标准制修订工作 加快新兴技术标准布局和预研 推动新型储能设计规范、系统集成、接入电网、安全管理、应急处置、运行评价与退出等关键标准完善[14] - 持续推进国际标准化工作 深化新型储能标准化国际交流合作 支持相关企业、协会、科研机构等深度参与IEC、ISO等国际标准化工作 积极推进新型储能国际标准制修订 推动国内标准采用和转化国际先进标准[14] 市场机制完善 - 鼓励新型储能全面参与电能量市场 推动"新能源+储能"作为联合报价主体一体化参与电能量市场交易 推进具备独立计量、控制等技术条件的新型储能项目作为独立主体参与电能量市场 有序推动新型储能参与中长期市场[15] - 引导新型储能参与辅助服务市场 有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场 鼓励各地区研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种 逐步扩大新型储能参与辅助服务规模[15] - 加快新型储能价格机制建设 推动完善新型储能等调节资源容量电价机制 有序建立可靠容量补偿机制 对电力系统可靠容量给予合理补偿 各地要加快推进电力中长期、现货市场建设 完善市场价格形成机制 推动合理形成新型储能充放电价格[4][15]