新型储能，是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为 主体的新型电力系统的重要支撑技术。其涵盖类型广泛，包括但不限于电化学储能（包括锂离 子电池（固态电池）、钠离子电池、液流电池等）、机械储能（包括压缩空气储能和飞轮储能）、 电磁储能、热储能（包括熔盐储能等）、氢储能等。尽管新型储能种类丰富，但目前无论是全 球市场还是国内市场，电化学储能市场规模都是绝对主力。 相较抽水蓄能，新型储能具备显著优势： 建设周期短：抽水蓄能电站建设周期通常为 6—8 年，而电化学储能项目仅需 3—6 个月， 新型压缩空气储能项目也仅需 1.5—2 年。 选址灵活：抽水蓄能电站需依托地势落差选址，新型储能单站体量可大可小，能灵活部署 于电源、电网、用户侧等各类场景，可作为抽水蓄能的增量补充。 调节能力强：新型电化学储能反应速度快，可实现毫秒至秒级响应。

  近年来，我国新型储能发展的政策体系持续完善，储能的重要定位得到深化认可。2024 年，政府工作报告连续两年强调发展新型储能，《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》《加 快构建新型电力系统行动方案（2024-2027 年）》《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的 指导意见》等多项政策文件陆续出台。在“双碳”目标推动下，我国能源绿色转型正在加快推 进，构建以新能源为主体、安全高效的新型电力系统成为实现“双碳”战略的重要举措，新型 储能作为关键支撑技术，行业已进入加快速度进行发展期。 2025 年来，我国新型储能行业从政策驱动迈入市场驱动的新阶段。2021 年 7 月，国家发 改委、国家能源局联合印发《关于加快推进新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年实现新 型储能从商业化初期向规模化发展的目标。2025 年 2 月，“136 号文”明确取消新能源项目强 制配储政策。 随着新能源全方面进入电力市场，储能的盈利模式将从单一的强制配储向市场化需求转变。 在市场驱动阶段，新型储能行业的发展更多地依赖于市场需求拉动和技术经济性提升。长期来 看，新能源上网电价市场化改革将推动储能系统在电力系统中的调节作用更重要。储能设施 可以通过灵活的充放电策略，优化新能源消纳，提升电力系统的稳定性和灵活性。随着市场化 改革的推进，储能的价值将得到充分体现。

  全球储能需求迅速增加。在“十四五”规划的引领下，自 2022 年登顶全球新增装机榜首 后，我国已连续三年领跑全球市场；美国通过《通胀削减法案》（IRA）延长储能税收抵免至 2032 年，并允许独立储能项目享受补贴；欧盟发布的《重新赋能欧洲能源计划(REPowerEU)》，将 2030 年可再次生产的能源在终端能源消费中的占比目标从 40%提高到 45%，为配套储能创造了巨大 需求。 根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）DataLink 全球储能数据库的不完全统计，截至 2024 年底，全球新型储能累计装机规模 165.4GW/381.7GWh，同比增长 81.1%/87.3%， 2014-2024 年年复合增长率为 68.6%（功率规模统计口径）。2024 年，全球新增投运新型储能 项目装机规模达到 74.1GW/177.8GWh，同比增长 62.5%/61.9%。全球储能区域市场集中度持 续提升，2024 年中、美、欧三地新增装机占比超过 90%；新增投运新型储能项目装机规模排 名前十的国家分别是：中国、美国、德国、意大利、韩国、日本、英国、澳大利亚、菲律宾和 沙特，装机规模合计占全球市场的 91.1%，较 2023 年同期提升 1.1 个百分点，其中亚太地区 占前十国家新增装机总量的 71.0%。

  我国新型储能装机规模保持快速发展形态趋势。依照国家能源局数据，截至 2024 年底，全国 已建成投运新型储能项目累计装机规模达 7376 万千瓦/1.68 亿千瓦时，较 2023 年底增长超过 130%，装机规模占全球总装机比例超 40%,其中南方五省区新型储能累计投产装机规模约 920 万千瓦，占全国新型储能装机总量的 12.4%。2024 年新增装机规模 42.5GW/107.1GWh，同 比增长 109.5%（装机能量口径），占累计装机的 57.7%。 截至 2025 年上半年末，我国新型储能装机规模达 94.91GW/222GWh，较 2024 年底增长 近 29%，占全球新型储能装机总量的 40%以上。分区域看，华北、西北、南方地区是上半年新 型储能主要增长区，占全国新增装机 80%以上。其中，华北、西北地区已投运新型储能装机分 别占全国 29.7%、25.7%，占比与 2024 年底基本持平。南方地区增速较快，已投运新型储能 装机占全国 5.4%，与 2024 年底相比增加 3 个百分点。根据国家发改委、国家能源局发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》，到 2027 年，我国新型储能累计规模将达 到 1.8 亿千瓦，2025-2027 年复合年均增长率为 34.63%，我国储能市场将呈现迅速增加趋势。

  根据国家能源局联合电力规划设计总院发布的《中国新型储能发展报告（2025）》，从地域 分布看，截至 2024 年末，我国新型储能累计装机规模排名前 5 的省区为：内蒙古（1023 万千 瓦）、新疆（857 万千瓦）、山东（717 万千瓦）、江苏（562 万千瓦）、宁夏（443 万千瓦/882 万千瓦时）；河北、浙江、甘肃、广东、湖南、广西、河南、安徽、湖北、贵州等 10 省区装机 规模超过 200 万千瓦。

  2024 年，全国共有 11 个省（区）新型储能新增装机超过百万千瓦，其中，江苏、新疆、 浙江和内蒙古新型储能装机增长超过 300 万千瓦，分别为 486 万千瓦、384 万千瓦、353 万千 瓦和 305 万千瓦。

  技术路线方面，根据储能领跑者联盟（EESA）发布的《2025 中国新型储能行业发展白皮 书》，2024 年我国新型储能以磷酸铁锂电池储能为主，占比近 90%；其他技术路线，比如液流 电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能、超级电容等其他技术路线也实现突破与发展。

  2024 年，我国新型储能累计装机规模首次超过抽水蓄能。根据中关村储能产业技术联盟 （CNESA）DataLink 全球储能数据库的不完全统计，截至 2024 年底，我国已投运电力储能项 目累计装机规模 137.9GW，占全球市场总规模的 37.1%，同比增长 59.9%。新型储能累计装 机（占比 56.8%）规模首次超过抽水蓄能（占比 42.4%），达到 78.3GW，占全球市场的 47%。 且锂离子电池仍为绝对主导技术。

  从电力系统角度看，我国储能下游主要使用在于三大场景：电源侧、电网侧和用户侧。分类 基于国家能源局于 2021 年 9 月发布的《电网公平开放监管办法》。 电源侧储能：装设并接入在常规电厂风电场、光伏电站等电源厂站内部的储能设施。 电网侧储能：在专用站址建设，直接接入公用电网的储能设施。电源侧储能、电网侧储能 接入电网参照常规电源接入电网。 用户侧储能：在用户内部场地或邻近建设的储能设施，接入电网参照分布式发电接入电网。

  电源侧储能（也称发电侧或供电侧储能）主要建设在火电厂、风电厂、光伏电站等发电侧 场所，是提升电力系统安全稳定运行的核心配套设施。其核心价值包括：平滑风电、光伏等可 再次生产的能源出力波动，提升新能源并网友好性与消纳能力，减少弃风弃光；参与电力调峰、系统 调频及辅助动态运行，助力发电企业提升运营效率与收益。主要使用在场景为可再次生产的能源项目配 储、火电机组调频，客户群体以发电企业为主。

  近年来，我国风电、光伏装机规模逐步扩大，新能源配储已成为保障电网稳定、促进新能 源消纳的关键举措。依照国家能源局的统计，截至 2024 年 12 月末，我国风电累计装机 5.21 亿千瓦（同比增加 18%），光伏累计装机 8.87 亿千瓦（同比增加 45.2%）。截至 2025 年 8 月 末，我国风电累计装机 5.79 亿千瓦（同比增加 22.1%），光伏累计装机 11.17 亿千瓦（同比增 加 48.5%）。受自然条件影响，风电、光伏电站常常会出现出力不均衡和弃风弃光的情况，电源 侧储能配置具有推动可再次生产的能源并网、参与辅助服务、提高输电线路的输电能力、保障电网安 全稳定。自 2020 年起，多地明确要求新能源项目并网应配置特殊的比例的储能设施。2025 年“136 号文”发布后，“新能源强制配储”政策正式终结，我们国家新能源与储能行业的发展动力机制由此 从行政强制转向市场主导。

  火电配储能是指将火电机组与储能系统相结合，通过协同运行提升火电机组对电网的调频、 调峰能力，增强电力系统的灵活性与稳定性。技术原理上，新型储能系统（如电化学储能、飞 轮储能）可实现毫秒至秒级的快速功率响应，从而与火电机组形成“快慢结合、优势互补”的 协同运行模式。从应用规模来看，截至 2024 年 12 月末，全国火电机组装机容量累计达 14.44 亿千瓦（同比增长 3.8%）。截至 2025 年 8 月末，火电装机容量进一步增长至 14.94 亿千瓦（同 比增长 5.5%）。火电配储的附加价值包括：减少火电机组因频繁调节造成的设备磨损、延长机 组寿命、降低额外煤耗，提升电厂运行可靠性和安全性。

  电网侧储能是接入电力系统、接受电力调度机构统一调度，用于响应电网灵活性需求、发 挥系统性调节作用的储能资源。其核心功能为提供调峰、调频、备用电源等电力辅助服务，可 拓展独立储能等创新模式，根本目标是维护电力系统安全稳定运行、保障电能质量。伴随新能 源发电占比提高和用电负荷结构变化，电网复杂性日益提升，升级改造需求明显地增强。 2021 年初我国出台《关于加快推进新型储能发展的指导意见》，明白准确地提出构建以新能源为 主体的新型电力系统，推动电力行业转型向服务新能源方向发展。电网侧储能重点布局调峰调频服务，利用快速响应特性参与辅助服务，并通过配电网侧配置增强系统韧性，主要使用在场景 包括建设独立储能电站、变电站配套储能设施等，客户以电网公司为主。

  用户侧储能是为降低用电成本、提升供电可靠性而建设的储能系统，核心功能包括峰谷电 价套利、需量电费管理、需求响应、应急备用电源。其运行逻辑为：在电网谷段或平段充电， 峰段或尖峰段放电，优化用电成本；电网故障时提供持续电力，增强用电稳定性。 用户侧储能大致上可以分为工商业储能与家庭储能，目前我国以工商业应用为主，覆盖工业园区、 数据中心、通信基站、大型商业综合体等场景。用户可借助分时电价机制实现峰谷套利，并结 合分布式光伏、充电桩构建光储充一体化系统，提升能源自用率与经济性；在偏远地区，储能 可与微电网结合，为离网区域提供稳定电力，同时逐步拓展至 5G 基站、数据中心等高可靠性 用电新场景。 政策层面，2021 年 7 月国家发改委发布《关于加强完善分时电价机制的通知》，明确 系统峰谷差率超 40% 的地区，峰谷电价价差不低于 4:1，别的地方不低于 3:1，尖峰电价在 峰段电价基础上上浮不低于 20%，推动各地健全尖峰电价机制，引导用户削峰填谷。随着电力 市场化改革深化，用户侧储能正以多元化模式参与电力市场交易，上海、江苏、北京、浙江等 地已落地光储一体、充储一体、智能微电网等商业项目，成为储能应用热点领域。

  电源侧储能。电源侧储能以火储联调储能、新能源配建储能、共享储能为主。其中，火储联调储能主要以参与调频辅助服务市场获益，运行以快速浅充浅放为主，调用频次高，是当前 经济性较高的储能应用之一。新能源配建储能主要是通过纳入新能源成本、减少弃电量、增加电 费收入及考核支出等方式疏导投资所需成本。共享储能主要是通过新能源企业容量租赁、政府财政容 量补贴等方式覆盖建设成本，通过充放电价差、参加辅助服务市场以获取收益。 电网侧储能。电网侧储能以独立储能和电网替代型储能为主。独立储能以独立主体身份直 接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，已成为储能项目增长主力，主要收 益来自参与电力市场，包括容量租赁、电力现货交易、调峰调频补偿等，但容量电价机制尚不 明确。 用户侧储能。用户侧储能大致上可以分为工商业储能和户用储能。国内大多分布在在工商业用户， 主要是依靠峰谷价差获取收益，也能够最终靠参与需求响应获得相应收益，同时可作为备用电源使 用。

  我国新型储能主要分布在源网侧。从 2024 年储能装机应用场景来看，电网侧储能是新增 装机主力，占比达到 60.0%（装机能量口径）；其中独立储能占 57.6%，是最主要的装机应用 场景，随着各地配建储能转独立储能政策的推进，预计 2025 年独立储能新增装机占比将会持 续增高。电源侧储能占比 32.3%，其中光伏及风电配储合计占比 30.9%。用户侧储能占比 7.7%， 其中工厂配储是最主要的场景，储能在园区配储、光储充等场景下的应用也在逐渐增多。

  2025 年 9 月，国家发改委、国家能源局发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025 —2027 年）》指出，促进新型储能应用场景拓展，推进电源侧储能应用，拓展电网侧储能应用， 创新多场景应用模式，培育试点应用场景。电源侧主要推进大基地配储、新能源配建储能和煤 电机组配套储能，进一步促进新能源上网和提高煤电机组调节能力。电网侧主要推进在电网关 键节点和配电网应用，创新性提出探索电网替代型储能设施建设，鼓励构网型储能应用。与此 同时，基于目前应用较多的工业园区、算力设施、分布式光伏、通信基站等场景，创新应用模 式，促进用能效率提升。

  2024 年，我国新型储能调用情况相较 2023 年有较大幅度提升，年均等效利用小时数 911 小时，比 2023 年提升约 300 小时；年均等效充放电次数 221 次，比 2023 年提升约 59 次。浙 江、江苏、重庆、新疆、广东、西藏、湖北、宁夏等省（区）年均等效利用小时数达到 1000 小时之后。