国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》。 目标到2027年 全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 方案提出， 2027年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色转型发展提供有力支撑。全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。 推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能 方案提出，推进电源侧储能应用。推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能。建设一批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，平滑新能源出力曲线，提高可靠出力水平，提供电网稳定支撑能力。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，优化运行方式，提升调节能力。鼓励利用退役火电厂场地和送出线路，科学规划建设新型储能。 加快新型储能价格机制建设 方案提出，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。 鼓励新型储能全面参与电能量市场 方案提出，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，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，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。 推动新型储能产业集群化发展 支持有条件的地区优化新型储能产业布局 方案提出，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，支持有条件的地区优化新型储能产业布局。 引导金融机构对新型储能领域企业提供贷款和利率支持 方案提出，各省（区、市）能源主管部门要坚持规划引领，科学测算本地区调节能力需求，统筹明确新型储能和其他调节资源发展规模和布局，每年度报送新型储能规划建设情况，总结发展经验。支持多方主体参与投资新型储能，鼓励民营企业在新型储能发展中发挥更大作用。引导金融机构对新型储能领域企业提供贷款和利率支持，探索融资租赁支持新型储能设备采购，推动研究开发面向新型储能项目的保险产品。 点击跳转原文链接： 关于印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》的通知

据新浪财经报道，继光伏行业自律行动之后，光伏逆变器和储能行业或将紧随其后。据消息人士透露，中国光伏行业协会近期组织召开了防止光伏逆变器和储能“内卷式”恶性竞争专题座谈会，会议初步审议了逆变器和储能行业健康发展倡议。据悉，会议闭门举行，20余家行业头部企业高管参加会议。阳光电源、华为、中车、宁德时代、亿纬锂能、固德威、古瑞瓦特、锦浪科技、上能电气、正泰、特变电工、禾迈、禾望、德业、首航新能源、昱能科技、远景等企业在会上发言。 2月，我国新型储能新增装机规模达到1.24GW/2.89GWh，容量同比增长153.5%。储能中标规模同比持续高速增长，储能系统及EPC总规模达4.6GW/14.9GWh，容量规模同比增长49%。中国银河研报指出，储能维持高景气，2023-2030年累计装机CAGR达37%，兼具高成长性高确定性。长时储能、构网型储能方兴未艾，在新型电力系统中大有可为。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 德业股份 在2024年上半年巴西、印度、德国等市场并网需求持续改善，东南亚、中东等新兴市场户储需求爆发，得益于公司在亚非拉等新兴市场的领先优势，出货势头强劲。 固德威 依托自主研发的新能源电源逆变、储能变换、能量管理等领域的相关技术，提供单机功率3kW～100kW的光伏储能逆变器，并提供微电网、工商业储能等系列解决方案。

财联社记者从宁德时代（300750.SZ）获悉，第十四届全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群将在今年两会中提出关于进一步提升新型储能市场化运用水平推动行业高质量发展的提案。 新型储能是支撑我国新型电力系统的关键技术和基础装备，也是国际能源竞争的战略新领域。“十四五”期间新型储能产业蓬勃发展，并网和投运规模、技术和成本等关键指标全球领先，截至2024年底，新型储能累计装机首次超过抽水蓄能，实现规模化发展。相较国外，我国储能的市场参与机制尚不完善，储能电站面临调用少、利用率低、回报周期长等问题，储能价值难以充分发挥。 今年年初，国家明确提出新能源发电全面市场化，且不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件，行业普遍预期政策导向是新型储能产业的高质量发展。为实现政策落地，建议进一步完善储能的市场参与和保障机制，提升新型储能的市场化运用水平，加快推动储能产业向高质量发展转型。 曾毓群认为，国内新型储能实现规模化发展，但储能市场机制尚未形成。“十四五”期间，我国新型储能产业实现规模化发展，根据国家能源局数据统计，全国已建成投运新型储能累计装机达73.8GW，约为“十三五”末的20倍，已经超过抽水蓄能装机规模。与此同时，储能允许作为独立主体参与各类电力市场，电能量市场、辅助服务市场持续改革，现货市场试点省份陆续转入正式运行，电网侧独立储能容量电价写入政策，但是与抽水蓄能的支持政策相比，充分发挥新型储能价值、实现储能高水平运用的市场机制尚未形成。 其次，国内新型储能面临调用少、利用率低、回报周期长的问题。国家先后出台了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，近两年储能电站平均利用率有所提升。然而，储能市场机制仍存在如下具体问题，制约了储能的高水平运用：一是电能量市场电价浮动区间较窄，无法真实反映市场需求。二是辅助服务费用分摊机制尚未打通，仍作为“成本项”在电源侧零和博弈。三是新型储能容量电价实施细则尚未出台，项目补偿难以落实。四是部分储能并网运行后出现不同程度的寿命跳水、容量打折等质量和安全问题，严重影响调度运用。 对此，曾毓群提出进一步提升新型储能市场化运用的建议，提升新型储能市场化运用水平，亟需国家进一步完善储能的市场参与机制和保障机制。 （一）完善新型储能市场参与机制 完善储能的市场参与机制，主要包括电价机制、成本疏导机制和容量补偿机制。一是拉大峰谷价差，为储能等灵活性调节资源创造合理的盈利空间。基于现行的电价机制，扩大电能量市场交易电价的浮动范围，让电价有效反映时点电能量供求关系。二是丰富适合新型储能的辅助服务交易品种，并推动辅助服务费用向电力用户侧分摊，让储能成本得以合理疏导。增加爬坡、系统惯量等充分发挥新型储能技术特点的服务品种，为电力系统安全稳定运行提供所需调节能力。同时，电力辅助服务作为一种公共产品，应遵循“谁受益、谁承担”的原则，推动所有受益主体共同分摊。三是完善容量补偿机制，加快出台新型储能容量电价核定规范和实施细则。短期内参照抽水蓄能和煤电，完善新型储能的容量电价机制，实现“同工同酬”，破除灵活性资源之间的不公平竞争；长期则适时向容量市场过渡，通过市场定价机制有效反映充裕性稀缺程度。 （二）建立新型储能定期安全检查制度 国家应尽快建立新型储能安全保障机制。建议借鉴电力行业定期检修机制，建立适用新型储能的定期安全检查制度。参照《发电企业设备检修导则》，形成电化学储能电站的具体检测方案，明确储能系统及关键零部件的检测条件、方法和周期等。定检机制将及时剔除“带病”储能，确保储能电站在全生命周期内安全可靠，为储能产业实现高水平运用、转向高质量发展保驾护航。

2月17日，工业和信息化部等八部门印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》。其中提到要发展多元化新型储能本体技术。面向中短时、长时电能存储等多时间尺度、多应用场景需求，加快新型储能本体技术多元化发展，提升新型储能产品及技术安全可靠性、经济可行性和能量转化效率。加快锂电池等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动超级电容器、铅碳电池、钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关。发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率。适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、智能电池、储热储冷及新型物理储能等前瞻技术基础研究 在新型储能本体产品及技术的介绍中提到，前瞻布局开发水系锌离子电池、水系铁镍电池、镁离子电池、熔融盐铝电池、镍氢电池等新体系电化学储能技术。推动储热、储冷等新型物理储能技术装备研发及产业化突破。 以下是原文： 工业和信息化部等八部门关于印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》的通知 工信部联电子〔2025〕7号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团工业和信息化部门、发展改革委、商务主管部门、教育厅（教委、局）、市场监管局（厅、委）、知识产权局、能源局、消防救援总队： 现将《新型储能制造业高质量发展行动方案》印发给你们，请结合实际认真抓好落实。 工业和信息化部 国家发展改革委 教育部 商务部 市场监管总局 国家知识产权局 国家能源局 国家消防救援局 2025年2月10日 点击跳转原文链接： 《新型储能制造业高质量发展行动方案》

上海市人民政府办公厅印发《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》，到2026年，建立新型储能核心技术装备产业链，打造2个新型储能产业园，培育10家以上具有产业带动效应的优质企业，力争应用规模80万千瓦以上，储能削峰初见成效，带动产业规模近千亿级。到2030年，引育结合形成千亿级规模领军企业，力争应用规模超过200万千瓦，实现尖峰负荷全削减，带动产业规模再翻番。 方案提出，2025年1月1日起，新开工（含升级改造）集中式陆上风电，按照不低于装机容量的20%、额定充放电时长不低于4小时配置新型储能，新建海上风电按照竞争配置要求配置；采用独立储能电站形式建设，通过自建、合建或容量租赁的模式实现。以投资为纽带，在华东区域布局抽水蓄能，提升电网整体峰谷调节能力和运行水平。 方案还提出，以绿醇绿氨为重点，远期形成临港新片区、嘉定区、化工区、外高桥区域四大氢基能源基地布局。绿醇面向航运持续提升加注能力，在布局市外产能的同时，发挥好本地资源“压舱石”作用。绿氨聚焦煤电掺烧，在化工区布局绿氨示范工厂，推动生产成本下降，结合火电项目建设和升级改造开展绿氨掺烧示范，逐步提高掺烧比例，为大规模可再生能源消纳开拓新途径。 上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年） 新型储能是建设新型能源体系、保障能源电力安全和自主可控的重要基础装备和关键支撑技术，对促进经济社会发展和全面绿色转型具有重要意义。为加快推动本市新型储能产业集聚和高质量创新发展，培育新质生产力，制定本工作方案。 一、加强新型储能发展的顶层设计 坚持一张蓝图规划、特色应用示范、科技创新驱动、高端产业引领，推动新型储能与新型电力系统、新型产业体系、新型交通体系、重点区域发展多方协同。到2026年，建立新型储能核心技术装备产业链，打造2个新型储能产业园，培育10家以上具有产业带动效应的优质企业，力争应用规模80万千瓦以上，储能削峰初见成效，带动产业规模近千亿级。到2030年，引育结合形成千亿级规模领军企业，力争应用规模超过200万千瓦，实现尖峰负荷全削减，带动产业规模再翻番。 二、建设多元开放的示范应用场景 （一）科学布局独立储能电站 发挥新型储能“支撑电力顶峰、快速补强电网薄弱环节、促进新能源消纳”作用，利用好既有能源电力设施场地资源和接入条件，合理布局、滚动实施独立储能电站建设（指独立并入公共电网，具备独立计量和发电自动控制功能，充电功率1万千瓦及以上的储能电站），探索符合超大型资源输入城市特点的独立储能发展模式。2025年1月1日起，新开工（含升级改造）集中式陆上风电，按照不低于装机容量的20%、额定充放电时长不低于4小时配置新型储能，新建海上风电按照竞争配置要求配置；采用独立储能电站形式建设，通过自建、合建或容量租赁的模式实现。以投资为纽带，在华东区域布局抽水蓄能，提升电网整体峰谷调节能力和运行水平。 （二）加快创建车网互动（V2G）示范应用城市 强化桩、网、车三端支撑，加快发展V2G应用场景。桩端加快推进小区V2G体系建设，稳步推进公共充电场站V2G示范项目，力争到2030年，完成3-5万个智能充放电桩建设。网端加快开发和优化新型储能智能聚合系统。研究出台充放电分时电价机制，远期结合电力市场建设，引导用户常态化有序充电和尖峰时段放电并获得稳定收益。车端结合本市新能源车政策，推动车辆开放和完善放电功能，明确放电技术、频次要求，研究建立车网互动的测试和标准体系，完善车辆电池放电质保体系和保险机制。 （三）灵活发展用户侧新型储能 聚焦工业园区、数据中心、通信基站、光储充一体化充电站、制氢加氢一体站、商业综合体、轨道交通和重要用户定制化服务等一批应用场景，建设功能多样、经济性好、安全灵活的新型储能设施。支持企业用户结合保障应急供电、降低用电费用和扩容需求、满足供电可靠性和电能质量的需要，灵活建设新型储能。用户侧新型储能项目由用户自主管理，不独立并入公共电网。 （四）适度超前布局氢基能源 以绿醇绿氨为重点，远期形成临港新片区、嘉定区、化工区、外高桥区域四大氢基能源基地布局。绿醇面向航运持续提升加注能力，在布局市外产能的同时，发挥好本地资源“压舱石”作用。绿氨聚焦煤电掺烧，在化工区布局绿氨示范工厂，推动生产成本下降，结合火电项目建设和升级改造开展绿氨掺烧示范，逐步提高掺烧比例，为大规模可再生能源消纳开拓新途径。 （五）推进特色示范场景建设 鼓励火电机组合理配置新型储能，提升调节能力和整体效益。在临港新片区建设涵盖风、光、储、氢等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式。在崇明区推进“可再生能源+储能”和多能互补示范场景落地。在奉贤区既有退役电厂场址建设多种新型储能技术路线对比测试示范基地。在城市轨道交通领域，推动飞轮储能在再生制动能量回收场景中的应用。 三、打造引领产业发展的技术创新高地 （一）支持全过程安全技术开发 加快推动电池本质安全控制、安全预警、防护结构、循环寿命快速检测和老化状态评价、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计等关键技术研发和标准研究。研发储能用电池管理系统及核心设备故障诊断、安全预警装置，推动高精度储能用电池热管理系统及高响应级明火抑制装备应用。 （二）加强新型储能高效集成技术开发 推动集中式、组串式、集散式、高压级联、分布式能源块等系统集成多线路发展。研究安全、高效和低成本电池管理系统，推广液冷电池管理系统。发展全量接入、云边一体、拓展灵活、策略智能等能量管理系统，推动储能变流器的构网型技术应用。促进储能变流器、电池管理系统、能量管理系统等产业落地。 （三）探索新型储能调节能力技术 围绕“光储端信”创新应用，研究“源-网-荷”各侧储能集群、分区分类、智能协同控制关键技术，深化储能技术与光伏、物联传感、能源信息等技术的跨界融合。攻关系统热管理、充放电管理、智能运维、应急响应等控制技术，提升系统可用容量及可用度。 （四）布局前瞻性储能关键技术 着力攻坚长时储能技术，重点突破高安全、高能量密度全固态电池高导电性固体电解质、固/固界面、器件制备与集成等关键技术。研究超导储能、金属-空气电池、铅炭石墨烯电池、高安全性水系电池等前沿储能技术。推动超级电容器、飞轮储能、超高温熔盐和热化学储热等储能技术持续进步。 四、布局均衡协调的产业发展格局 （一）提升电池储能产品开发和制造能力 关于先进锂电池，研发新型固态电解质材料，优化正负电极材料，开发高效可控成膜制造技术，加快形成以系统集成为核心的先进锂电池-固态电池上下游核心材料及装备技术产业链，推动先进锂电池-固态电池示范应用。关于液流电池，发展高安全、材料来源广泛的全钒、锌基、铁基等液流电池，发展新一代隔膜、电极、电解液等关键材料，研发大规模先进制造工艺、流程和装备，推进液流电池应用、技术和产业发展的深度融合。关于钠离子电池，推动高性能钠离子电池及正负极材料、陶瓷电解质隔膜的技术产品研发；重点加强水系钠离子电池攻关，开发高温钠离子电池电极优化设计与性能提升、高性能钠硫电池低温化等技术。 （二）推动多种储能装备和材料规模化发展 关于压缩空气储能，引导技术装备向百兆瓦级大规模发展，重点推动大规模先进压缩空气系统、高负荷多级离心压缩机等技术开发与设计制造，加速形成先进压缩空气储能核心高端装备的规模化制造优势。关于热储能，攻关显热储热技术，研发宽温域、低熔点、高比热、低腐蚀性的高温熔盐材料和高导热、高热容的耐高温陶瓷、金属氧化物固体材料，结合火电机组抽汽调峰等场景形成规模化储热能力；攻关潜热（相变）储热技术，研发高密度、高导热多元复合相变组合和纳米复合等材料，丰富余废热资源在工商业领域的有效应用。关于氢储能，攻关催化剂、膜材料等制氢关键技术，研发低成本高压储氢、低温液态储氢、固态储氢、长距离管道输氢等储运关键材料及装备，提高安全性和经济性。 （三）加快发展新型储能技术服务产业 鼓励企业和行业协会联动上下游供应链、高校、研发机构，开展系统集成聚合、共性技术研发、检测认证、智能运维、安全预警等技术服务。建立产品标准，健全检验检测体系，培育市级产品质检中心，推动认证制度实施，积极培育检测认证机构。 （四）培育新型储能产业空间载体 在临港新片区推动新型储能产业园建设，建立新型储能装备制造业创新中心。在松江区打造集研发制造、系统集成、场景应用及后市场服务等于一体的储能服务制造产业集聚区。 五、健全规范可靠的管理体系 （一）强化独立储能电站管理 制订全市独立储能电站年度建设计划。独立储能电站项目可制订建设方案，获电网企业支持意见后，报经相关部门评审符合选址、技术要求的，纳入计划后可享受充放电价格与容量补贴政策。 （二）规范项目建设管理 新型储能项目实行分类分级管理，其中，独立储能电站报市级相关部门备案；火电机组配置储能项目报市级相关部门备案，作为附属设施随电源项目一同管理；用户侧储能项目报区级相关部门备案，作为用户附属设施随用户主体项目一同管理。新型储能项目备案后企业需编制项目实施方案，委托第三方评估机构出具评审意见，并落实各项建设条件，确保开工前置程序合法合规。 （三）强化项目用地管理 对已备案并落实建设条件的新型储能项目予以用地支持。独立储能电站如涉及独立占地需求，按照公用设施优先安排用地。对关停退役能源设施场址应全面予以保留，优先布局独立储能电站，鼓励利用海上风电预留用地建设独立储能电站。火电机组配置储能项目、用户侧储能项目原则上不独立新征用地；对确有用地需求且周边有供地条件的，经所在区同意，可按照原主体项目用地性质新征用地。支持用户在主体项目用地范围内优化布局，对符合入楼配置的储能项目，适当放宽主体项目容积率要求。 （四）优化项目电力配套 对已完成备案并落实建设条件的新型储能项目予以电力配套支持，其配套接入电网工程视同纳入市级电网规划。对独立储能电站，电网企业按照要求优化接入服务，简化配套接入工程建设管理流程，及时出具并网意见，做好并网调试验收、充放电量计量等涉网服务，确保接入工程满足建设进度要求。 （五）强化项目安全管理 企业应落实安全生产和消防安全主体责任，加强新型储能项目全过程质量管理，项目投产前应按照相关规定组织竣工验收并及时申报消防验收、备案。新型储能项目属特殊建设工程的，应申报建设工程消防设计审查和消防验收；属其他建设工程的，应申报消防验收备案和抽查。各相关部门和单位按照职责落实储能项目监督和管理责任，加强对储能电站消防、产品质量的监管。各区落实属地安全监管责任，杜绝监管责任盲区。 六、完善市场主导的营运模式 （一）推动新型储能参与电力市场 支持纳入年度建设计划的独立储能电站作为独立主体参与现阶段电力市场，并在电力现货市场正式启动后参与现货交易。火电机组配建储能项目可随所属发电项目参与电力市场；用户侧储能项目可随所属用户主体参与电力市场。 （二）优化新型储能收益方式 支持纳入年度建设计划的独立储能电站现阶段参照发电项目进行调用结算，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行前，独立储能电站按照电网调度指令安排充放电。迎峰度夏（冬）期间，原则上全容量充放电调用次数不低于210次，充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮50%结算，放电价格按照本市煤电基准上网电价上浮20%结算，如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照发电机组有关规定执行相应考核；非迎峰度夏（冬）期间，充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮10%结算，放电价格按照本市煤电基准上网电价结算。本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行后，独立储能电站可根据市场需求进行充放电。 支持火电机组配建储能项目随所属发电项目提供辅助服务获得收益。鼓励用户侧储能项目通过为用户提供多种电力服务获得收益，支持用户侧储能项目随所属用户主体参与电力需求响应。 （三）支持先进技术示范应用 对已完成备案且具有技术先进性和产业带动性的新型储能项目，企业申报并经相关部门组织评审后，滚动纳入新型储能示范项目补贴目录。列入目录项目由建设运营企业按照程序提交申请，依据电网企业计量的放电量给予度电奖励。 （四）支持容量租赁共享 参与绿电交易的新能源项目开发企业可采用租赁容量方式获得储能调峰能力，由双方协商确定服务价格。对纳入本市年度建设计划，未与新能源项目开发企业达成租赁容量服务协议的独立储能电站，可阶段性给予容量补贴，容量补贴水平将综合独立储能电站充放电次数、参与市场化交易收益等情况明确。国家出台储能价格政策后，容量补贴等按照国家要求执行。支持用户侧储能项目探索共享储能、云储能等商业模式。 七、强化多方协同的保障体系 （一）强化部门统筹协作 强化部门协同和市区联动，形成工作合力。做好综合协调，共同解决应用示范和产业发展中的重大问题。建立技术路线优选迭代机制，推动颠覆性技术突破，培育具有产业带动效应的优质企业。鼓励储能行业产学研协同，打造支撑产业发展的高质量服务平台。 （二）加大政策金融支持力度 加快研究出台扶持政策，支持新型储能项目应用示范和产业发展，将新型储能纳入首台（套）技术装备鼓励政策扶持范围。引导金融机构对储能领域企业提供优惠利率、专项贷款等产品服务。鼓励发展供应链金融，推动融资租赁支持储能项目设备采购。引导在沪保险机构研究开发面向储能项目的保险产品。依托市内行业头部企业，联合高校、科研机构与金融机构共同组建新型储能发展基金，优化资源配置，持续支持产学研用各关键环节创新。 （三）加强产业人才保障 加大人才引进和培养力度，发挥高校和科研院所在培养优秀创新人才方面的作用和优势，形成多层次、多渠道的人才培养体系。支持将重点储能企业纳入本市人才引进重点机构，引进具有国际化创新力和领导力的复合型人才，鼓励企业申报本市重点产业领域人才专项奖励。 （四）拓展国际国内合作交流 依托长三角一体化高质量发展，深入推进与国内相关地区在新型储能产业发展方面的合作。充分利用上海对外开放的窗口、桥梁优势，更好发挥临港新片区、虹桥国际开放枢纽功能，强化储能领域国际合作。 （五）强化动态评估和敏捷寻优 密切跟踪新型储能技术产业发展趋势和示范项目进展情况，根据本市能源转型形势和要求，定期开展方案动态评估，视情况敏捷寻优，对发展目标、项目规划布局、建设时序、技术方案等进行调整。

附件: 新型储能制造业高质量发展行动方案.pdf 财联社11月6日讯，工信部就新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）公开征求意见。其中提出，到2027年，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。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。 意见稿提出，实施新型储能技术创新行动，发展多元化新型储能本体技术。面向中短时、长时电能存储等多时间尺度、多应用场景需求，加快新型储能本体技术多元化发展，提升新型储能产品及技术安全可靠性、经济可行性和能量转化效率。加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关。发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率。适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。 推动新型储能与新一代信息技术深度融合，通过对系统能量流和信息流经济配置、功能优化运行、逻辑有效衔接，实现储能系统高效集成和智能化调控，提升新型储能产品智能化、高端化水平。聚焦系统结构设计、精细化电池管理、大功率高效变流器开发、高效热管理和能量管理、辅助设备集成、高性能预制舱等技术开展集中攻关，提高先进功率半导体、智能传感器、电源管理芯片等关键核心部件供给能力。面向大规模新能源消纳和源网荷储一体化需求，推动新型储能集群协同控制、分布式储能聚合控制等技术创新。 意见稿还提出，加大对国内锂、钴、镍等矿产资源的找矿支持力度，科学有序投放矿业权，增强国内资源保障能力。指导国内企业多元、有序、协同布局海外资源项目，降低资源开发运输成本。在防范风险前提下，支持企业加强对外投资合作，提升海外矿产开发供给能力。鼓励生产企业在新型储能产品研发阶段做好产品全生命周期管理。加强产品绿色设计，提升产品易回收、易利用性。在满足产品性能要求前提下，支持生产企业使用再生原料。 拓展用户侧储能多元应用。面向数据中心、智算中心、通信基站、工业园区、工商业企业、公路服务区等对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，推动配置新型储能。支持具备条件的工业企业、园区建设工业绿色微电网，积极推进新型储能技术产品在工业领域应用。依托“光储充换检”综合性充换电站建设，充分发挥新型储能在车网互动等新模式中的支撑作用。推动“光伏+储能”系统在城市照明、交通信号、农业农村、公共广播、“智慧车棚”等公共基础设施融合应用，鼓励构建微型离网储能系统。发展个性化、定制化家用储能产品。

11月6日，工信部就新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）公开征求意见。其中提到，到2027年，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。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。加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关。发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率。 以下是具体原文： 公开征求对新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）的意见 为深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深化新型储能供给侧结构性改革，推动新型储能制造业高质量发展，工业和信息化部组织编制了《新型储能制造业高质量发展行动方案》（征求意见稿），现公开征求意见。如有意见或建议，请于2024年11月11日前书面反馈至工业和信息化部电子信息司。 电话：010-68248045 传真：010-68271654 电子邮箱：wangxun@miit.gov.cn 附件：《新型储能制造业高质量发展行动方案》（征求意见稿） 点击跳转原文链接： 公开征求对新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）的意见

企查查显示，近日，广东新型储能产业投资基金合伙企业（有限合伙）成立，出资额50亿元人民币，经营范围包含：以私募基金从事股权投资、投资管理、资产管理等活动。 股权穿透显示，该合伙企业由广东省能源集团有限公司（下文简称：广东省能源集团）、广东能源集团产业投资私募基金管理有限公司（下文简称：广东能源基金公司）共同持股。 广东省能源集团官网的资料显示，该公司成立于2001年8月8日，是广东省省属国企，其前身广东省粤电资产经营有限公司是全国第一家因“厂网分开”电力体制改革而组建的发电企业，2003年更名为广东省粤电集团有限公司，2019年2月18日正式更名为广东省能源集团。公司注册资本233亿元人民币，由广东省政府和华能集团分别持有76%和24%股权。 历经二十余年的改革发展，广东省能源集团已形成以煤炭发电、天然气发电为核心，新能源开发、航运、港口、进出口、金融、储能、节能服务等上下游产业链协同发展的电力产业格局。 广东能源基金公司成立于2024年6月26日，由广东省能源集团、粤财私募股权投资（广东）有限公司、广东恒健资产管理有限公司共同出资组建，是为加快发展新型储能产业、新能源产业等战略性新兴产业而成立的专业化基金投资平台，注册资本10,000万元，通过发起设立私募股权基金，重点投向新型储能、新能源、低碳环保等能源领域相关产业。

12月5日，宝安区人民政府与欣旺达电子股份有限公司（以下简称“欣旺达”）签订新型储能产业合作框架协议，在新型储能领域建立长期、全面的战略合作关系。双方将围绕新型储能项目建设、场景拓展、技术提升等方面深化合作，培育壮大以欣旺达为龙头的新型储能产业，助力宝安实体经济可持续发展，加快实现“双碳”目标。宝安区委副书记、区长王立德，欣旺达创始人王明旺等见证签约。 新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑。深耕新能源产业近三十年的欣旺达是全球锂离子电池领军企业，近年来，欣旺达稳步开拓储能市场，在电力储能、工商业储能、家庭储能、网络能源、智慧能源等业务领域持续发力，目前， 欣旺达储能已具备从电芯、BMS、PACK到EMS系统全链条的自主研发生产能力 ， 拥有五大解决方案，二十余种应用场景，服务范围覆盖全球近100个国家和地区。 根据协议 双方将遵循“依法依规、优势互补、互惠互利、合作共赢、务求实效”原则，积极抢抓“双碳”发展机遇， 基于宝安所具备的本地资源和政策优势 ， 以及欣旺达的新型储能产品及技术优势， 在新型储能项目建设、新型储能应用场景拓展、新型储能技术提升等方面深化合作。 宝安将支持欣旺达 新型储能及“双碳”业务 在宝安落地布局，同时共同拓展 “零碳园区”“零碳工厂”“零碳建筑”“零碳出行” ，以及上述业务所涵盖的分布式光伏、分布式储能、独立储能电站、光储充一体化等应用场景项目，进一步推动新型储能业务在宝安聚集，促进宝安实体经济可持续发展。

在BEC 2023 | 第10届中国（深圳）电池新能源产业国际高峰论坛上，南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿作了题为《长时电池储能技术》的主题演讲，分享了我国新型储能装机规模、不同储能技术发展前景、长时电池储能技术研究进展，电池网摘选了其部分精彩观点，以飨读者： “过去二十年来，能够通过光伏和风机，把太阳能和风能直接转化为电力，这种转化的技术目前来说可以做到规模化、高效、低成本，但是同时面临的问题是要克服太阳能和风能的缺陷，即它是分散的、间歇的、不可控，这样才能有效提高风电和光电利用的水平。其中，最有效的方法是通过储能，因为储能可以平抑能量的波动，提高电力系统调节对新型能源消纳的能力，助力电力系统的转型。”赵天寿在论坛上表示，太阳能和风能分散、间歇、不可控，现有能源系统对风光消纳能力有限，不得不弃风、弃光，亟需储能增加消纳能力。 新型储能多元化发展 储能可以提高电力系统调节和对新能源的消纳能力，助力电力系统转型，将成为保障能源安全的核心技术之一，新型电力系统需要不同时长的规模化、高安全储能技术，尤为重要的是长时储能技术。 储能在新型电力系统各个环节均发挥重要作用，例如可再生能源并网、提供尖峰负荷、避免供电间断等发电侧储能；缓解输配电阻塞、降低输配电增容成本、增强电网韧性等电网侧储能；降低用电成本、提高用电质量、作为备用电源等用户侧储能。 赵天寿表示，“从战略需求来说，目前太阳能和风能在电力系统的占比是14%。到碳中和时代，2060年，新型电力系统需要把太阳能和风能的占比提高至70%以上。这意味着风光的装机容量会达到50亿千瓦，这是非常大的量。大家都知道，随着风光电占比的增大，对电网冲击的影响越来越大，储能的配比随之增大。如果按照20%-50%配储能，储能的装机容量会达到10-20亿千瓦，这已经超出了目前煤发电的总量，行业年产值超过万亿。” 赵天寿同时强调，新型电力系统对储能技术要求苛刻，包括高安全、规模化、低成本、高效率、长寿命、选址灵活、无资源限制等。“另外，新型电力系统中的可再生能源，太阳能和风能占比将成为主导，这时候必须要重视长时储能的发展，以应对气候和天然气带来的电力间歇。” 什么是长时储能？赵天寿解释说，储能装备能够维持在额定功率下释能的时间长度，通常要达到4小时以上甚至跨周围、跨季节的长时储能技术，这样才能保证电力系统的安全稳定运行。 在目前的储能技术中，赵天寿介绍，抽水蓄能、锂离子电池储能、压缩空气储能装机快速增长。 其中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期成本低，可长时、大规模储能。但是，抽水蓄能需要当地同时配有自然的资源，要有水、有山，这就给选址带来一定困难。另外，抽水蓄能建设周期长，而且需要环评的审批。过去十几年我们国家在抽水蓄能领域发展非常快，但目前已经有饱和的趋势，进一步选址是一个关键。 压缩空气储能具有和抽水蓄能相似的技术优势，规模大、储能时间长、寿命长，但是效率有待进一步提高。“它需要一个非常大的储气空间，这就给选址带来一定困难，通常需要补燃提高整个循环效率。过去十几年我们国家在这方面的发展也非常快，目前是推广应用的初期发展阶段。”赵天寿补充道。 锂离子电池储能最大技术优势是能量密度高、响应快，配置灵活，不受地域限制。但就储能的应用场景来说，安全性是必须要关注的一个问题。在大型储能场景中，锂电池成本、寿命都需要进一步加强。 长时储能缺口较大 “目前储能的现状是，过去十几年来特别是最近几年，装机容量迅速提高，但是我们必须注意到，储能利用率是非常低的，这里面原因很复杂，安全性是一个关键原因。”赵天寿介绍，“总体来说，目前储能装置的技术，中短时相对比较成熟，当然各有各的优势，各有各的局限。目前来说最缺的是长时储能，长时储能是下一个阶段必须重视的重要方向。” 电化学储能如何像抽水蓄能和压缩空气储能一样实现长时？赵天寿分析称，其中最关键的两个要素，首先能量载体可以流动，同时要有相应的能量转换装置。 “现有的能量载体有氢气、甲醇、氨等燃料以及电解液，相应的能量转换装置有电解池、燃料电池、液流电池等等，这些电池有共同的结构、共同的原理和共同的科学问题，所以我们把它统称为流体电池。”赵天寿认为，流体电池储能体系，例如燃料储能、液流电池储能，容量与功率解耦，具有储能时长灵活、易规模化、无地域限制等优势，是较理想的长时储能技术，有望满足新型电力系统对储能的所有要求。 具体来看，在电化学流体电池中，氢燃料储能无地域限制、能量密度高，可长时、大规模储能，但面临成本高、储氢运氢难度大、安全风险、综合效率低等挑战。 液流电池储能具有本征安全、寿命长等优势，适合长时、大规模储能，但同样面临系统成本高、能量密度低、功率密度低等技术挑战。 “我过去十几年来深入在各种流体电池的研发，特别是钒液流电池，目标是通过技术的革新降低成本。目标非常清楚，就是提高电堆的电流密度，电流密度的提高意味着功率密度的提高，功率密度的提高意味着电堆的建造成本降低，同时电堆在高的电流密度下运行，就能提高电解液的利用率，也就是钒材料的利用率。所以，多年来我们一直在提高电堆的电流密度，我们的方法是学科交叉的方法，通过电化学和工程热物理两个学科交叉的方法，应对流体电池方面的各个调整。”赵天寿分析称，目前，不同体系液流电池技术逐步进入示范阶段，全钒体系成熟度高，可靠性高、寿命长，发展前景广阔，但面临成本瓶颈。例如，电堆与电解液占全钒液流电池储能系统成本80%以上。提升电池电流密度，提升电解液利用率是降低系统成本，推动其产业化的关键。 最后，赵天寿总结说，构建新型电力系统需要促进新型储能多元化发展，支撑多能互补能源体系建设；长时储能技术存在较大缺口，是储能技术的重要发展方向；电化学流体电池易模块化、时长灵活、安全、无地理限制，适合于长时、大规模储能，通过技术创新突破储能瓶颈，是抢抓产业机会的关键。 （以上观点根据论坛现场速记整理，未经发言者本人审阅。）