发展新型储能是我国建设新型能源体系的重要组成和关键支撑，对保障新型电力系统安全稳定运行，以及推动绿色低碳转型具有重要意义。近两年，我国新型储能迎来飞速发展，国家按下“加速键”。2024年，《政府工作报告》中首次提及了发展新型储能。《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》提出，到2027年，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成；《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》旨在规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，有助于充分发挥新型储能作用。

11月6日，工业和信息化部发布《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》，对新型储能提出发展目标，即到2027年，我国新型储能制造业全链条国际竞争优势凸显，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力显著提升，实现高端化、智能化、绿色化发展。新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3—5家。

5地区关注重点

“十四五”时期以来，我国新增新型储能装机直接推动经济投资超过1000亿元。国家能源局数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。

在政策助推下，全国多地加快新型储能产业布局和发展。能碳视界特此整理了北京、天津、陕西、云南、宁夏5个地区出台的新型储能产业发展实施方案中值得关注的重点内容：

目标要求

北京

到2025年，新型储能技术创新能力全面提高，突破5～10项关键核心技术、关键材料和智能装备。在长时储能、储能安全、系统集成等领域建设一批中试平台，重点打造1个新型储能产业育新基地，引育5家具有国际影响力的新型储能产业链龙头企业，新型储能产业营收超过600亿元。高安全、高可靠、高能效、长寿命、经济可行的新型储能产品供给能力持续提升。在新型储能产业示范区开展半固态/全固态电池、液流电池、储能安全技术、储能数据管理平台等示范应用。推动新型储能在分布式新能源、超（快）充站、轨道交通、数据中心等场景实现应用，加快虚拟电厂建设。

到2027年，新型储能技术创新和产业水平稳居国内前列，“三城创新引领、两区集聚带动、多点协同支撑”空间格局进一步深化，产业集群和生态体系不断完善。建成1个国家级创新平台和2个具有国际影响力的新型储能产业示范区，引育3～5家百亿元以上规模的生态主导型企业，涌现一批细分领域国内领先的单项冠军、专精特新“小巨人”企业，产业创新力和综合竞争力显著提升，实现高端化、智能化、绿色化发展，新型储能产业营收力争超过1000亿元。

天津

到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，技术创新能力逐步提高，产业体系进一步壮大，政策环境基本健全，市场机制和商业模式基本成熟，新型储能与电力系统各环节深度融合发展。综合考虑我市电力安全供应、系统调节能力、电网和用户需求等情况，建设新型储能电站100万千瓦，“十五五”新型储能电站规模进一步扩大，有效支撑新增新能源电力调峰需求。

陕西

到2025年，新型储能步入规模化发展阶段，市场机制、管理体制和商业模式基本形成，技术创新能力和技术装备水平显著提升，全产业链竞争优势开始凸显，力争并网新型储能总规模达到200 万千瓦以上。

云南

支持利用电化学储能、压缩空气储能、储氢及其他创新储能技术开展新型储能建设。2024-2025年，重点开展促进新能源消纳、提高电力系统稳定性的集中共享新型储能应用示范。通过项目建设，建立健全省内新型储能发展市场、运营、技术、标准等体系，规范行业管理，逐步完善产业布局。

到2025年，建成新型储能200万千瓦以上，储能时长2小时以上，充分发挥新型储能参与系统调节的作用。根据新能源及各类电源建设投产进度、各区域网架结构和系统需求，适时滚动调整建设规模与布局。

宁夏

到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，逐步培育完善市场环境和商业模式，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力明显提高，在源、网、荷侧应用场景建设一批多元化新型储能项目，力争新型储能装机规模达到500万千瓦以上，全区储能设施容量不低于新能源装机规模的10%、连续储能时长2小时以上，为新型电力系统提供容量支撑和灵活调节能力。

场景应用

天津

全面推广“新能源＋储能”，实现储能与新能源发电的深度融合。新增集中式风电、光伏发电项目按照规定比例配置储能设施，鼓励新能源发电企业优先通过集中式独立储能共享容量方式满足储能配置要求。新能源企业配置储能容量未达到承诺比例的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除，直至全部解网。积极发展“常规电源+储能”，鼓励煤电企业合理配置储能设施，与燃煤机组协调配合参与调峰、调频等辅助服务。支持利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

针对工业、通信、金融、互联网等对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，根据系统运行需要合理配置新型储能，提升电力自平衡能力，降低大电网调峰调频压力。支持聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。鼓励围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等应用场景，依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能，探索储能融合发展新模式。

结合电网调峰需要，在滨海新区经开区、大沽街和保税区，武清区东马圈镇，宝坻区大唐庄镇，宁河区东棘坨镇，静海区大邱庄镇、经开区等新能源相对集中区域统筹布局一批集中式独立储能电站。集中式独立储能电站可分期实施，初期建设容量原则上不低于15万千瓦，由专业储能投资运营企业建设，可采用共享模式向新能源项目提供容量租赁服务，独立于新能源项目运行，接受电网统一调度。储能投资运营企业自负盈亏，自行承担电站建设运营的主体责任。

陕西

在陕北、关中渭河以北新能源富集区域，布局一批新型储能电站。推动火电机组合理配置新型储能，开展熔盐储热示范项目，持续提升火电联合储能调节能力。推动风光火储一体化运行，探索多能互补发展模式。结合分布式新能源的发展，适时布局分布式储能电站。

围绕陕西高新技术产业群、大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，依托分布式新能源、微电网等配置新型储能，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。探索电动汽车双向互动智能充放电技术应用，推进“光储充一体化”项目建设。

在新能源资源条件较好、用电负荷集中的地区，依托工业园区或增量配电业务试点，合理配置各类新型储能，推动消纳高比例新能源的“源网荷储”一体化项目建设。结合首批国家碳达峰试点城市和园区建设，在榆林和西咸新区探索新型储能应用场景，助力绿色低碳转型。在新能源资源富集区域，探索利用富余新能源资源制氢的商业模式，进行“风光储氢”一体化项目的试点示范。结合新型基础设施建设，积极推动新型储能与乡村振兴、智慧城市、智慧交通等领域的跨界融合，不断拓展新型储能应用模式。

云南

建立“新能源+储能”机制，集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例（持续时长不低于2 小时）配置储能容量，鼓励新能源项目业主通过以共享模式落实新型储能，达到装机规模的10%，视同自行配置储能。支持整县（市、区）屋顶光伏开发试点建设“光伏+新型储能”项目。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

鼓励金融、通信、冶炼、化工等不可中断供电负荷通过配置新型储能满足自备应急电源及保安负荷需求。鼓励工业园区、微电网等终端用户探索储能融合发展，通过储能、分布式能源、用户联合运行，解决分布式能源发电与用电需求之间的“反调峰”问题，逐步推广综合能源等新业态。围绕政府、医院等重要电力用户，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源。

推进“源网荷储”一体化和“风光水火储”一体化多能互补发展模式。优化统筹电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，探索不同技术路径和发展模式，对源网荷储一体化项目加强统一调度、分级管理。

宁夏

重点发展方向为建立“新能源+储能”机制。根据电力系统运行需求，结合国家沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地及区内新能源项目开发建设，布局一批新型储能电站，构建电源出力特性与负荷特性匹配的友好型电源集群，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。对于不具备配建储能电站条件的新能源项目，可通过购买或租赁方式落实储能容量。鼓励燃煤电厂合理配置新型储能，提升常规电源调频性能和运行特性。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，探索智慧电厂、虚拟电厂等“新型储能+”多元融合应用场景和商业模式。积极推动不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索推广电动汽车双向互动智能充放电技术应用。

开展压缩空气、液流电池、飞轮等大容量储能技术，钠离子电池、水系电池等高安全性储能技术，固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术试点示范。拓展储氢、储热、储冷等应用领域。结合系统需求推动多种技术联合应用，开展复合型储能试点示范。

产业布局

北京

充分发挥中关村科学城、未来科学城、怀柔科学城的创新引领作用，深化锂电池本征安全、固态电池、钠离子电池、热泵储能、超导储能等新型储能技术基础研究，结合能源清洁生产、能源柔性传输、能源供需互动，搭建新型储能跨领域交叉技术研发体系。

北部以中关村科学城和“能源谷”建设为核心，建设新型储能创新中心和公共服务基地，布局数字能源、公共服务和先进制造等环节，围绕产教融合、央地融合打造北京新型储能产业示范“融合创新区”。南部以中关村房山园和北京经济技术开发区为载体，建设高端制造基地，布局储能系统集成、电化学储能、智能电网、关键材料和核心装备研发制造，推动央地合作、京津冀协同，打造北京新型储能产业示范“协同发展区”。

通州区以创建国家绿色发展示范区为契机，聚焦储能、新型电力系统技术研发制造、示范应用，推动数字能源、虚拟电厂、高安全性新型储能技术及产品先行先试。怀柔区依托国家能源实验室，开展新技术新产品成果转化。延庆区依托绿色电力示范区建设和风光资源，开展区域风光储一体化示范应用。鼓励引导各区根据实际积极推进新型储能产业发展，培育建设若干个专业化产业园区。同时，充分利用河北能源装备、应用场景优势和天津智能制造等优势，协同促进北京新型储能产业示范区、张家口可再生能源示范区、承德钒钛高新技术产业化基地、保定能源装备产业集群等园区联动发展，构建京津冀产业协同发展新格局。

天津

推动滨海新区临港经济区、宝坻九园工业园区、宁河现代产业园区等源网荷储一体化、多能互补项目建设，促进各类能源资源优化整合，提升系统综合运行效率。

结合电网调峰需要，在滨海新区经开区、大沽街和保税区，武清区东马圈镇，宝坻区大唐庄镇，宁河区东棘坨镇，静海区大邱庄镇、经开区等新能源相对集中区域统筹布局一批集中式独立储能电站。集中式独立储能电站可分期实施，初期建设容量原则上不低于15万千瓦，由专业储能投资运营企业建设，可采用共享模式向新能源项目提供容量租赁服务，独立于新能源项目运行，接受电网统一调度。储能投资运营企业自负盈亏，自行承担电站建设运营的主体责任。

陕西

引导新型储能重点布局在陕北、关中渭河以北新能源富集区域。在750千伏夏州、蒲白等缺乏转动惯量支撑的供电区探索发展压缩空气储能、重力储能等新型储能。统筹考虑陕西电网结构与新能源分布，提出以下新型储能规划布局。

充分利用陕北榆林地区盐矿，陕南商洛、安康地区钒矿资源，重点聚焦压缩空气储能、全钒液流电池等新兴技术和产业，大力实施陕西储能“双百亿工程”。发挥我省在大型节能高效压缩机设计制造方面的核心优势，促进压缩空气储能产业链发展，实现年产值超百亿。充分利用我省的能源优势和技术基础，重点突破全钒液流电池发展瓶颈，推动钒产业链高质量发展,实现年产值超百亿。

宁夏

在沙坡头区、红寺堡区、宁东能源化工基地、中宁县、盐池县、灵武市、利通区、同心县、青铜峡市等地建设一批百万千瓦级光伏基地；在吴忠市、固原市、中卫市等风能资源丰富区域，统筹电网接入和消纳条件，稳步推进集中式风电项目建设，对贺兰山、太阳山、香山等区域老旧风电场实施“以大代小”更新升级。电源侧新型储能原则上应在风电、光伏、火电厂等电源场站内部建设，或根据需要集中共建共享，以减小新能源出力波动，缓解系统调峰调频压力，促进新能源消纳。

重点围绕风光资源集中区域，支持源网荷储一体化和多能互补项目开发建设，推动“宁电入湘”工程、中卫、银川、吴忠、石嘴山、固原、宁东等地区源网荷储一体化、多能互补等示范项目建设投运。

优先在新能源富集的吴忠、宁东、中卫等地市布局储能项目，银川、石嘴山、固原等地市根据后期新能源接入规模适时配置储能。

结合银川坚强局部电网建设，以打造坚强统一电网联络支撑、本地保障电源分布平衡、自备应急电源承担兜底、应急移动电源作为补充的四级电力系统体系为目标，推动一级、二级重要电力用户建设新型储能作为应急备用电源，提升应急供电保障能力。鼓励工业、通信、金融、互联网等供电可靠性要求高的用户配置新型储能，提升用户的自平衡能力，提高对大电网的稳定性支撑。支持重要负荷用户根据用电需求自行建设移动式或固定式新型储能，提升应急供电保障能力。

在高速公路服务区、国省干线公路加油站、运输场站，开展“风电或光伏+充（换）电”示范站建设。

充分发挥煤矿压缩空气储能项目的示范作用，在验证技术经济性、形成完善价格机制的基础上，考虑在宁东、石嘴山等煤矿资源丰富地区探索发展压缩空气储能项目；探索熔盐储能在光热电站应用，推进以大规模熔盐储能技术为中心的多能互补利用，实现新型燃煤电厂去煤化；利用密闭性较好的地下煤、石油、石膏深层矿坑、矿洞，发展地下大型氢气储存库。

技术创新

北京

推动新型储能多元化技术创新。在电化学储能领域，研发长寿命高安全零衰减锂电池储能电芯；开发高电导率、高稳定性固态电解质，突破固态电池低成本规模化生产关键工艺；完善钠离子电池关键材料体系，提升钠离子电池能量密度、循环寿命、长时电能存储容量保持率；加快液流电池双极板材料设计，成形工艺研究，高功率电堆、大容量高效率储能单元模组系统开发与验证，突破国产化膜和碳毡、碳布电极技术，推动液流电池储能技术商业化应用。在物理储能领域，聚焦大规模压缩空气储能系统优化设计及控制、大功率压缩机、低温膨胀机、低成本高效换热系统等关键技术开展攻关，推动压缩空气、热泵储能规模与效率不断提升；围绕大惯量飞轮本体及惯量传导装置设计、五自由度磁悬浮设计及控制、飞轮阵列控制等技术加强研发，加快高惯量新型飞轮储能和电力级磁悬浮飞轮储能研发制造。在储热领域，加强低成本、宽温域、高储热密度储热技术开发，加强新型储热材料技术攻关。加强储热系统集成创新，加快高温压缩机、高效能换热器等技术和装备研发。在前瞻储能技术领域，攻关超导储能等前沿储能技术，研发储备液态金属电池、压缩二氧化碳储能、金属空气电池等新一代储能技术。

加快关键零部件及共性技术突破。围绕关键零部件，研发高可靠性高环境适配性紧凑型储能变流器、构网型储能变流器、光储一体化储能变流器、储能用前端采集芯片、无线通信线束BMS等核心部件。围绕系统集成，支持具备主动支撑能力的大规模储能系统群控研发及工程验证，推动大容量储能电池集成研发及生产关键检测技术发展提升。围绕新型储能安全技术，突破电池本征安全控制、电化学储能系统AI安全预警、储能并网系统集中远程监测、高效低成本热管理及热安全技术、系统多级主动防护结构及关键材料、热失控与火灾风险监测预警、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计等关键技术，支撑储能电站安全运行。围绕新型储能数据管理应用，突破储能电站全设备、全量、全时电芯级数据“采—传—存—用”全过程物联及大数据共性关键技术。围绕储能产销协同运行控制，突破面向多场景、多类型、多层级的储能协调优化配置方法、时空协同优化运行调度方法及运行控制大模型技术。围绕电池回收利用，突破电池离在线状态估计、重组等梯次利用技术以及拆解技术，提升锂镍钴锰等稀有金属回收率。

天津

加大储能技术装备研发，围绕低成本、长寿命、高安全性、高能量密度的目标，以“揭榜挂帅”方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，集中开展储能理论和关键材料、单元、模块、系统相关技术攻关，加快实现核心技术自主化。积极推动电化学储能、热（冷）储能、飞轮储能、压缩空气储能、氢储能等各类先进储能技术研发和示范应用，加快发展系统集成与智能控制技术，逐步提升储能在电力系统中的智能化应用水平。

陕西

依托秦创原创新驱动平台、陕西省液流储能创新中心、头部企业、高等院校和科研院所等开展产学研协同合作共同推动新型储能关键技术和装备研发取得突破，进一步扩大我省在压缩空气储能、液流电池储能、氢储能方面的产业优势，提升核心技术装备自主可控水平，积极推动从生产、建设、运营到回收的全产业链发展。

云南

探索集中式、分布式、可移动式等多元化、低成本、高安全性、可持续的储能技术研发、应用和推广。在交通运输、工业用能、建筑热电联供等领域，探索利用氢能等能源形式与电、气、热等相互转化的储能应用试点。聚焦各类应用场景，通过示范应用带动新型储能技术进步和产业升级，探索开展压缩空气储能技术研究和试点应用，探索钠离子电池、液流电池等储能技术开发及应用试点。

以电化学等新型储能为主，统筹上下游产业布局，结合储能、电池产业规划，推进储能电池正负极材料、电解液、隔膜、电芯、集成设备、电池回收利用等储能装备制造业招商引资和产业发展，以储能系统集成创新应用、新型储能试点示范为牵引，完善延伸我省新能源电池产业链，提升产业发展附加值。