中国储能网讯：省统计局今年3月发布的《安徽省2024年国民经济和社会发展统计公报》显示，2024年末，我省可再生能源发电装机容量首次超过了燃煤火电装机容量，占全省发电装机容量的49.1%。

由于太阳能光伏、风力发电等可再生能源受自然条件影响较大，带有天生的“小脾气”，发电不稳定，储能建设成为确保电网稳健运行的重要一环。截至今年3月底，我省新型储能装机规模已达297.1万千瓦，相比于2020年底，已增长了约14倍。

前不久，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部等相继出台文件，推动储能行业由政策驱动向市场驱动转变。我省储能行业迎来“全面入市”的关键一跃。

电网挂上“充电宝”

春末夏初，走进阜南县中岗镇新建村，只见金黄的麦田接连天际，巨大的风力发电机组矗立在田间，发电机叶片缓慢转动，源源不断为电网提供清洁能源。

而距离村委会不远处，三峡新能源安徽阜南300MW/600MWh储能电站的170多组储能舱也在稳定运行，定期完成充放电任务。

该储能项目总投资10.49亿元，采用锂离子电池技术，是华东区域最大的电网侧化学储能项目。

“近年来，我国大力发展分布式发电，电网结构与过去相比，早已大不相同。”国网阜阳供电公司调控中心调度员葛高飞告诉记者。

原来，在传统的电力系统中，电流从发电厂到变电站再到千家万户，犹如从大江大河不断分流到毛细血管，是单向流动，模式简单，对电网的消纳能力要求不高。但随着我国能源结构转型，可再生能源在能源体系中的占比逐渐增加。但风、光等新能源发电项目的“脾气”难测，时有时无。比如光伏发电大量涌入电网的中午时分，却常常是工商用电的低谷时间。而晚间居民用电高峰，光伏发电反而难以供给。

供需错配，大大增加了电网的调节压力，影响着电网安全。

储能，意在把平时富余的发电量储存起来，在用电高峰时放电，增加电网稳定性。

传统储能，即抽水蓄能电站，相当于电网的“备用电源”，功效显著。但这样的储能电站受限于点位资源，且建设周期长、投入规模大。以2022年投产发电的安徽金寨抽水蓄能电站为例，其建设周期就长达六七年。

“新型储能，就好比是给电网挂上一个个‘充电宝’。”葛高飞说。

新型储能是除了抽水蓄能以外的储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等，有着建设周期短、投资相对较小、部署灵活等优点。三峡新能源阜南储能项目，从建设到投产仅花费一年多时间，目前，每年最多可实现3亿千瓦时的电力消纳。

从全省层面看，2024年度夏季期间，新型储能削峰填谷，总放电量1.3亿千瓦时，最大放电功率达176万千瓦，同比增长214.5%，相当于一台60万千瓦火电机组顶峰出力约3小时，对晚峰期间保供形成有力支撑，有效减轻电力保供压力。

政策体系初步形成

“新型储能项目初期在我省发展较慢，但近几年增长迅速。”国网安徽电力发展策划部系统规划二处田佳告诉记者。

新能源发电项目配建储能始于2017年，由青海省提出。2020年以后，配储逐渐成为全国各地发展新能源项目核准的前置条件，即实行“强制配储”。

2020年6月，华润濉溪孙疃50MW风电项目正式并网投运，该项目配套建设了我省首座储能系统，进而拉开了安徽储能市场的发展序幕。

“我省积极推进‘新能源+储能’建设模式，新型储能装机规模持续扩量增速，新型储能政策体系初步形成。”田佳表示。

2023年以来，我省出台多项储能产业支持性政策，逐渐构建起“1份顶层设计+N份省级配套政策+N份地市落地政策”的政策协同配合体系，其中《关于强化创新引领推动先进光伏和新型储能产业集群高质量的指导意见》擘画了安徽千亿新型储能产业蓝图，《安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）》按照统一规划、统一调度原则，引导新型储能合理布局，有序建设。

截至2025年3月底，我省新型储能装机容量为297.1万千瓦，相比2020年底，短短5年时间增长了14倍。同时，我省已并网新型储能电站达88座，储能平均时长1.93小时，已完成我省“十四五”新型储能规划目标的99%，预计到2025年底全省新型储能装机容量在400万千瓦左右。

从地区分布看，全省新型储能装机功率位列前五的地区分别是阜阳、蚌埠、芜湖、亳州、合肥。其中，新能源装机位居全省首位的阜阳地区，新型储能装机功率亦是最大，达到49.4万千瓦、占比16.6%；合肥地区新型储能装机容量最大，达到106.3万千瓦时、储能平均时长4.3小时。

“目前已并网的新型储能主要采用锂离子电池技术路线。”田佳介绍，此外，芜湖还建设有芜湖海螺10MW/80MWh二氧化碳储能示范项目、鸠兹海螺6MW/36MWh全钒液流电池储能示范项目。

在建的新型储能多数采用磷酸铁锂电化学储能技术路线。蚌埠共享混合储能调频电站项目采用超级电容+磷酸铁锂技术路线，已完成接网评审，正在建设。国能宿州热电厂的熔盐储能正在建设过程中。国网淮南供电公司的水系钠离子储能项目已挂网试运行。

“这些项目正为提升新能源入网消纳支撑能力提供新的技术路径。”田佳说。

行业变革的机遇与挑战

纵观发展历程，新型储能产业的快速崛起，离不开“新能源+储能”政策的有力支撑。

但从全国配储情况看，也存在新能源企业为获取项目并网指标被动建设储能、对部分项目选用低价劣质储能产品以及“配而不用”问题。

今年2月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），文件明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，引发行业变革。

“配储逻辑发生了根本性转变，储能发展将由规模扩张转向能力提质。”国网安徽经研院新型电力系统中心主任任曦骏分析道。

短期看，电网侧储能项目建设受到影响。三峡新能源发电（阜南）公司副总经理许跃坦言，集团正在实施的阜南储能二期项目和三期项目，总投资分别为2.2亿元和1.5亿元，这些都是为风光发电进行配储的项目。目前电网充放电价差收益，尚不能覆盖项目建设成本。“136号文出台后，除已签订合同的项目，其他项目的建设都暂缓了。”许跃表示，如果取消建设，将为风光发电项目节约成本。

“但从长期来看，电力系统仍需一定规模的储能发挥顶峰保供能力，电网侧和电源侧储能发展仍有较大空间。”任曦骏分析，2030年后受碳排放约束影响，我省将不再规划新增煤电装机，区外来电存在很大不确定性，晚高峰电力供应紧张时段新能源出力支撑能力弱，仅依靠需求响应、峰谷分时电价等手段提升顶峰能力存在“天花板”，仍需一定规模的储能满足晚间顶峰需求。

“新能源全面入市后，自行承担平衡责任和消纳成本，加上储能技术进步带动成本进一步下降，新能源项目主动自建储能动力将不断增加。”任曦骏表示。

储能系统本质上是针对能源供应侧和需求侧进行调节的手段。国网安徽电力相关负责人表示，也将依托“源网荷储”协同互动机制，共同发力推动新型储能高质量发展，全力建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。（记者丰静 安耀武 通讯员 阮建超）