中国报告大厅网讯，2025年，随着全球对碳达峰碳中和目标的推进，储能行业作为新型电力系统的关键支撑技术，正迎来快速发展的机遇期。中国在储能政策、技术路线、装机规模等方面取得了显著进展，但也面临着利用率低、市场机制不完善、安全问题等挑战。本文将探讨新型电力系统下中国新型储能行业的发展现状、面临的问题及高质量发展的建议。

  一、储能技术在新型电力系统中的关键作用

  《2025-2030年中国储能行业市场分析及发展前景预测报告》指出，新型电力系统以高比例可再生能源为主体，其运行依赖于先进电力电子技术、智能控制技术、数字信息技术及储能技术。储能技术作为连接新能源与新型电力系统的关键技术，具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能。预计到2030年，中国风力、太阳能发电所占比例将超过26%，到2060年将超过62%。随着风光出力的间歇性、随机性、波动性特点日益凸显，储能技术能够有效解决风光发电波动带来的挑战，为电力系统平衡和安全运行提供解决方案。

  二、储能行业发展现状

  (一)全球储能行业发展态势

  全球主要国家和地区积极推动储能行业发展，出台了一系列促进储能发展的政策。欧洲专注储能技术，相继推出《欧洲电池研发创新路线图》《电池2030+路线图》等政策文件。美国制定了从发展战略、财税支持到多种技术路线研发的储能支持体系，例如2020年发布的《储能大挑战路线图》，促进了长时储能研发和储能标准化成本下降。澳大利亚制定了涵盖财税支持、财政补贴、市场机制等较为全面的支持政策，户用光储发展速度快于大型储能。中国形成了涵盖顶层设计、补贴政策、配储比例、商业化发展等较为完整的储能政策体系，并持续出台政策推动新型储能高质量发展。截至2024年底，中国已累计发布超过2400项储能政策，将推进新型储能高质量发展列入《中华人民共和国能源法》，2025年政府工作报告也指出推动新型储能快速发展。

  (二)储能技术路线多元化发展

  新型储能技术路线呈多元化发展，不同技术路线的新型储能具有不同的特点。电化学储能具有技术成熟度高、响应时间快、系统效率较高等优点，是市场占比最高的储能技术，截至2024年底，电化学储能市场规模约占新型储能的99%，其中锂离子电池储能占比约为97%。机械储能和电磁储能的系统寿命均较长，其中压缩空气储能和重力储能的长时储能特性明显，飞轮储能和超导储能的系统效率较高。氢储能和热储能的系统寿命和响应时间均较长，尤其是热储能具有极高的系统效率。目前，中国新型储能技术总体处于国际先进水平，新型储能向大型化、集中式发展，百兆瓦级以上大型储能电站装机量逐步提升。机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、氢储能等技术稳步推进，重力储能、压缩二氧化碳储能、固态电池和液态金属储能等其他储能技术在持续探索和研发。压缩空气储能、储热储冷、电化学储能技术已达到或接近世界先进水平。液流电池储能、压缩空气储能、钠离子电池储能、重力储能实现技术突破。2022年大连百兆瓦级液流电池储能调峰电站项目并网;2024年山东肥城国际首套300兆瓦/1800兆瓦时先进压缩空气储能电站并网发电;2024年大唐湖北100兆瓦/200兆瓦时钠离子新型储能电站示范项目一期工程50兆瓦/100兆瓦时建成投运。

  (三)储能装机规模加速增长

  中国引领全球储能装机规模加速增长。据储能领跑者联盟(EESA)统计，2024年全球新型储能新增装机规模为79.2吉瓦/188.5吉瓦时，装机容量与上年相比增长82%。中国是新型储能市场规模增长最快的国家。据国家能源局统计，截至2024年底，中国新型储能累计装机规模达到73.76吉瓦/168吉瓦时，与上年相比增长42.37吉瓦/101.13吉瓦时，新增装机容量占全球的53.6%，其中内蒙古是中国功率规模最大的省区，新疆是能量规模最大的省区。未来，中国新型储能装机规模仍将快速增长。据中关村储能产业技术联盟(CNESA)预测，保守情景下，中国2025年新型储能累计装机规模将达到116吉瓦，2030年将达到240吉瓦，年均增长率达到15.65%;理想情景下，中国2025年新型储能累计装机规模将进一步达到131吉瓦，2030年增长至326吉瓦，年均增长率达到20%。

  (四)储能应用场景不断丰富

  从2024年新增新型储能装机应用场景看，电网侧和电源侧是新型储能的主要应用场景，电网侧应用场景占比最大，达到61%，电源侧占比为31%。电网侧应用场景以独立储能为主，随着各地配建储能政策向独立储能倾斜，独立储能规模有望进一步增加;电源侧应用场景以风电和光伏配储为主;用户侧以工商业配储为主。新型储能与电力系统源网荷各侧融合发展的同时，也在积极探索新的应用场景，“光储充一体化”“微电网+储能”等“储能+”模式不断涌现。

  (五)集中采购规模持续增大，招标要求进一步提高

  中国储能市场活跃度持续提升。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2024年中国储能市场共计完成1189次储能采购招标，对应储能系统采购招标规模为179.18吉瓦时，与上年相比增长72%。储能集中采购规模向大容量发展，2024年集中采购规模基本维持在5吉瓦时左右，2025年集中采购规模超过10吉瓦时的大容量招标时有发生。2024年11月，中国电力建设集团有限公司发布16吉瓦时储能系统集中采购公告。储能集中采购招标要求趋严，要求投标人具备核心设备自主研发能力、供货的储能电池系统产品3年内无火灾发生、拥有单个储能电站项目不低于100兆瓦时的业绩等条件成为招标常态。

  (六)储能系统成本进一步下降

  中国储能市场竞争激烈，系统成本进一步下降。2024年，以2小时磷酸铁锂储能系统为例，储能系统全年中标均价为0.628元/瓦时，与上年相比下降43%，工程总承包(EPC)全年中标均价为1.181元/瓦时，与上年相比下降13%。2025年储能市场延续竞争态势。中国电力建设集团有限公司16吉瓦时储能系统集中采购报价区间为0.4418～0.5983元/瓦时，平均报价低至0.484元/瓦时。

  三、储能发展面临的问题

  (一)储能配储利用率低，电力系统调节作用未能有效发挥

  新能源强制配储政策推动了新型储能市场快速发展，但也带来了新型储能电站利用率低甚至建而不用的问题，新能源配储在电力系统中的调节作用未能充分体现。据中国电力企业联合会统计，2024年，新能源配储年均等效充放电次数为177次(相当于每2.1天完成一次充放电)，低于独立储能的248次和用户侧储能的332次，远低于火电配储的897次。据测算，当峰谷价差大于0.4元/千瓦时，日充放次数达到两次，配储才可基本达到盈亏平衡。新能源配储的过低利用率也增加了新能源发电企业的投资压力，造成储能资源浪费。

  (二)市场机制和商业模式不完善，储能项目经济性差

  目前，新型储能收益主要来自于电力市场交易、辅助服务、容量租赁、政府补贴等。中国多地电力市场交易中峰谷价差空间狭窄，且储能电站利用率较低，很大程度上削弱了盈利潜力。中国电力辅助服务市场规模小、服务种类有限，导致新型储能很难在辅助服务市场中盈利。中国新型储能容量租赁价格持续走低，压缩了收益空间，目前部分地区新型储能容量租赁价格从2023年的240～270元/千瓦•年降至2024年的不足200元/千瓦•年。补贴政策对新型储能发展起到了有力的推动作用，但是补贴政策的不确定性和非连续性，增加了依靠补贴政策盈利的不确定性。总体上，新型储能收益具有较强的不确定性，市场机制和商业模式仍需持续探索，稳定的盈利模式是储能产业可持续发展的关键。

  (三)储能行业结构性产能过剩显现，出口形势不确定性增加

  中国新型储能行业快速发展，推动了行业竞争加剧，引发部分项目在招标中进行价格战的问题，严重扰乱了正常市场秩序。事实上，2023年，中国储能产能达到了400吉瓦，是同期全球总需求量的近4倍，但产能利用率仅为50%。中国储能行业出现了明显的结构性产能过剩。在产能过剩和低成本的双重影响下，中国新型储能企业纷纷转向海外市场。据储能领跑者联盟统计，2024年，中国新型储能企业全球储能电池出货量约为302.1吉瓦时，占全球储能电池出货量的96%。美国提高关税税率(储能电池税率从7.5%提高至25%，2026年生效)和欧洲碳足迹规则将提高新型储能产品的出口成本，新兴市场对新型储能产品的增量需求有限，增加了中国新型储能企业产品出口的不确定性。

  (四)储能电站安全事故频发，安全运营有待提高

  新型储能装机规模快速增长的过程中，安全事故频繁发生。据不完全统计，2009年11月—2024年12月，全球电化学储能电站发生的安全事故超过100起。新型储能技术以电化学储能为主，电池过度充放电、内部短路等可引发热失控，导致储能系统着火甚至爆炸;外部辅助系统故障也可引发储能系统故障，导致储能系统冒烟或着火。安全事故的发生折射出储能电池质量不可靠、储能电站安全运营管理不规范、安全预警机制不完善等问题。新型储能安全性几乎拥有“一票否决权”，安全问题成为储能行业发展的重大挑战。

  四、储能高质量发展的建议

  (一)明确储能的独立市场地位，推动储能可持续发展

  可通过法律法规明确储能的独立市场地位，赋予其与煤电、风电、光伏等电源平等的市场参与权。通过引导新能源发电企业使用市场化手段自愿配置储能，推动新型储能从政策驱动转向市场驱动。

  (二)探索多元化商业模式，推动储能全面参与电力市场服务

  应拓展新型储能参与电力市场服务的范围。一是降低新型储能参与电力市场服务的难度，推动储能全面参与电力现货市场和电力辅助服务市场;二是类比抽水蓄能容量电价机制，根据实际需求，建立面向新型储能的容量电价机制，为参与电力市场服务的发电侧、电源侧和负荷侧储能电站提供一定容量补贴，以扩大收益;三是鼓励独立共享储能商业化发展，作为技术创新和商业模式创新相融合的储能解决方案，新能源发电企业无需自建储能电站，由第三方投资建设并提供多个用户共同使用，可大幅降低新能源发电企业的初始投资，提高储能电站使用效率，拓宽储能收益来源。

  (三)强化科技引领作用，推动储能行业高质量发展

  一是要加大锂离子电池储能正负极材料、电解液、隔膜研发力度。目前锂离子电池的正极材料能量密度远低于负极材料，成为制约其高性能的瓶颈之一，另外石墨负极材料已经接近372毫安时/克的性能极限，推动新一代正极材料研发、提高其能量密度势在必行。二是要加大钠离子电池、铅蓄电池等原材料易得的电化学储能研发攻关，降低对锂、钴、镍等关键矿产资源的依赖。三是要制定长时储能发展规划，推进液流电池储能、压缩空气储能、氢储能、储冷储热等长时储能的研发和示范。相关研究显示，当新能源发电量在能源结构中的比重超过20%，4小时以上储能将成为刚需。随着风光等新能源发电量增加，长时储能装机规模需要进一步提升。

  (四)加快与新一代信息技术深度融合，推动储能行业智能化发展

  储能行业现状分析指出，随着大数据、云计算等数字技术的发展，以及以ChatGPT、Deepseek等为代表的人工智能的崛起，储能技术和人工智能的深度融合将实现储能能量流和信息流的融合，为储能行业的高成本、高风险、低利用率等难题提供解决方案。一方面，人工智能可分析不同新型储能材料的特性，快速、准确地筛选出有助于提高新型储能性能的材料，推动新型储能技术的跨越式发展。另一方面，通过信息技术重构电池网络，可实现对电池的柔性管理和精细化控制，延长电池的使用寿命，降低电池成本;通过区块链等数字技术整合储能资源，可盘活闲置的储能资源，推动储能资源共享，提升储能资源利用率;通过构建储能系统信息采集系统，可准确采集储能电池的电压、电流、电阻等数据，实现储能系统的全天候、全方位监测，提升储能系统的安全防范水平。

  五、总结

  2025年，储能行业在新型电力系统下迎来了快速发展的机遇期，但也面临着诸多挑战。储能技术在新型电力系统中发挥着关键作用，其发展现状呈现出全球储能行业快速发展的态势，技术路线多元化，装机规模加速增长，应用场景不断丰富，集中采购规模持续增大，系统成本进一步下降。然而，储能行业也面临着配储利用率低、市场机制和商业模式不完善、行业结构性产能过剩、安全事故频发等问题。为推动储能行业的高质量发展，需要进一步明确储能的独立市场地位，探索多元化商业模式，强化科技引领作用，加快与新一代信息技术深度融合。通过这些措施，可以推动储能行业在新型电力系统下实现可持续发展，为实现碳达峰碳中和目标提供重要支撑。