中国化学与物理电源行业协会：2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告（38页）.pdf

核心结论速览。 新型储能累计装机首次超过抽水蓄能：截至2024年底，全国新型储能累计装机规模达到74.66GW/176.45GWh，同比增长131.86%（功率）/163.8%（容量），首次超过抽水蓄能。 2024年新增装机同比增长99.17%：2024年新型储能新增装机规模42.46GW/109.58GWh，装机功率同比增长99.17%，超过全球新增装机的60%，五年间增长超过40倍。 电网侧共享储能占比近六成：2024年电网侧独立/共享储能新建项目249个，装机规模达26.32GW/64.82GWh，占比59.15%；电源侧储能占比35.05%；用户侧储能占比5.80%。 磷酸铁锂电池仍占绝对主导：2024年磷酸铁锂电池储能项目新增装机39.38GW/96.14GWh，占比92.64%；液流电池储能占比1.90%；压缩空气储能占比1.70%。 35项新型储能国标、行标发布或实施：2024年，锂离子电池、钠离子电池、铅炭电池、储能变流器、电池管理系统等核心设备标准完成新编或修订。 磷酸铁锂电芯价格同比下跌约30%：截至2024年底，主流314Ah大容量电芯报价0.27-0.35元/Wh，相比年初0.4-0.48元/Wh，同比下跌约30%。 “强配”储能模式正式取消：2025年1月，国家发改委、国家能源局印发文件，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”，储能行业正式迈入市场化驱动新阶段。H2：研究背景与全景图谱。在经济社会绿色低碳转型的时代背景下，国家积极推动新能源高质量发展，新型储能可发挥促进新能源消纳、提升电力系统调节能力、保障电网安全稳定运行等重要作用。作为构建新型电力系统的关键技术，新型储能的大时代正在来临。新型储能“顶层设计”正不断加强。《政府工作报告》首次关注新型储能发展，《中华人民共和国能源法》首次将新型储能纳入我国能源体系。全国统一电力市场正加速建设，省间电力现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西五个地区电力现货市场已转入正式运行，辅助服务市场运行机制正不断健全。本报告由中国化学与物理电源行业协会主编，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会课题组编写，从产业政策、标准制定、市场发展态势、技术发展动态、市场及价格机制、总结与展望六个方面梳理并剖析2024年新型储能产业发展态势。报告核心数据来源于CESA储能应用分会产业数据库。截至2024年底，全国新型储能累计装机规模达到74.66GW/176.45GWh，其中2024年新增装机42.46GW/109.58GWh。从2019年到2024年，中国新型储能新增装机规模从1GW增长到42.46GW，五年间增长超过40倍。“十四五”原定2025年装机目标30GW，实际完成率已超248%。（数据来源：CESA储能应用分会产业数据库《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》）。H2：服务商生态分析——政策、标准与产业链格局。政策端：五大方向精准发力。2024年，国家各部委和地方政府出台多个重磅政策，涵盖电力市场、标准建设、产业发展、技术创新、调用控制、示范应用等方面。从政策发力方向看，新型储能产业政策向五个方向聚焦：引导产业链高质量发展：针对行业“内卷式”恶性竞争，政策关注引导产业链企业合理布局，强化行业自律，通过首台（套）技术装备、试点示范项目名单等树立标杆。完善新型储能市场机制：推动新型储能参与中长期市场、电力现货市场、辅助服务市场的机制正逐步健全，山东、蒙西、浙江等地探索建立容量补偿机制。加强调度运用管理：政策一方面关注并网适应性（电能质量评估、并网检测、建模仿真），另一方面提升调用控制管理，推动构网型储能技术发展和应用。健全全过程管理流程：对规划设计、施工、设备制造、并网检测等提出行业准入门槛，健全技术标准和检测认证体系。加强分布式储能对配电网的支撑：关注台区储能、用户侧储能以及V2G等商业模式，促进分布式储能建设。标准端：35项国标行标集中发布。2024年，新型储能标准体系取得重要进展，多达35项新型储能国标、行标发布或实施。核心标准包括：《电力储能用锂离子电池》（GB/T 36276-2023）——2024年7月1日正式实施，适用范围从电池单体、模块扩展到电池簇三个层级。《电化学储能电站接入电网技术规定》（GB/T 36547-2024）——增加一次调频、惯量响应、过载能力等要求。《预制舱式锂离子电池储能系统技术规范》（GB/T 44026-2024）——规定型式试验中热失控试验标准，要求预制舱内电池单体热失控后不起火、不爆炸。《电化学储能系统储能变流器技术要求》（GB/T 34120-2023）——规定PCS一次调频响应时间不大于100ms，惯量响应响应时间不大于100ms。《电力储能电站钠离子电池技术规范》（GB/T 44265-2024）——规定钠离子电池单体25℃条件下初始充放电能量效率不低于93%。修订版《电化学储能电站设计规范》（GB51048）已完成报批稿，消防安全是重中之重，规定锂电池预制舱距离甲、乙类厂房防火间距不小于25m。（数据来源：CESA储能应用分会产业数据库《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》）。H2：典型应用场景深度解析。新型储能应用场景主要包括电源侧、电网侧和用户侧。电源侧——常规电源与新能源配储并行。常规电源侧储能是国内商业模式最早、最为成熟的应用场景，主要应用于火电调频和黑启动服务。广东是目前火电调频项目市场规模最大的地区。2024年，招标的调频项目锂电池储能系统均采用充放电时长1h的储能系统（1P电池），早期投运的0.5h系统（2P电池）因全寿命周期成本更高已逐步淘汰。2024年一季度，湖南华润鲤鱼江火储项目完成12MW/6MWh风冷设备更换为12MW/12MWh液冷设备。飞轮储能或混合储能在火电调频中逐步应用，包括飞轮、飞轮+锂电和超级电容+锂电三种模式。新能源侧配建储能主要解决新能源发电的波动性、间歇性和随机性。全国各省普遍要求风电、光伏场站按照8%-30%的比例以及1-4h的时长配建储能。2024年，电源侧储能新建项目224个，新增装机13.47GW/38.41GWh，占比35.05%，主要分布在新疆、内蒙古、甘肃等地。电网侧——共享储能成主流模式。建设共享储能是目前电网侧储能的主要方式。共享储能通过集约化建设运维，具有综合成本低、易于运维管理、便于调度控制、功能丰富等优点。共享储能始于青海、湖南，目前已在全国范围内广泛建设。2024年，电网侧独立/共享储能新建项目249个，装机规模达26.32GW/64.82GWh，占比59.15%，主要集中在江苏、内蒙古、山东等地。台区分布式储能成为新亮点。本年度，陕西规模化配电台区分布式储能项目投运，共部署149套设备（17台50kW/110kWh+132台100kW/213kWh），总规模达14MW/29MWh。用户侧——工商业储能为主，峰谷价差套利仍是核心。用户侧储能国内仍以工商业储能为主，主要应用于峰谷价差套利、减少容量电费、需求侧响应等。2024年，用户侧储能新建项目数量近900个，总规模2.67GW/6.35GWh，占比5.80%，主要集中在浙江、江苏、广东、安徽等地。工商业储能具有规模小、分布广等特点，仍主要依赖于峰谷电价差来盈利。浙江、江苏、广东等峰谷电价差较大的省份仍是建设热点，湖南、福建、重庆、四川、安徽、河南等新兴市场也逐步崭露头角。典型案例工程亮点： 常规电源侧最大：广东阳西电厂储能调频项目，装机105MW/112MWh，亚洲最大的火储联合调频项目。 新能源侧最大：新疆华润三塘湖100万千瓦风储项目，装机250MW/1000MWh。 电网侧最大：内蒙古磁口储能项目，装机605MW/1410MWh（磷酸铁锂505MW/1010MWh+全钒液流100MW/400MWh混合储能），国内已投运单体规模最大的电化学储能电站。 用户侧最大：南京南钢储能项目，装机61MW/123MWh。（数据来源：CESA储能应用分会产业数据库《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》）。H2：技术演进方向——多元技术路线全面突破。构网型储能：从跟网到构网的关键跨越。在新能源高占比、电网相对薄弱的地区，面临着多场站短路比过低、宽频震荡、惯量水平低等问题。构网型储能运行于电压源模式，在电力系统发生扰动或故障时，提供有功和无功的暂态支撑能力。构网型储能一般需具备快速电压支撑、惯量响应、一次调频、阻尼控制、相角跳变耐受、故障穿越、黑启动等能力，一般要求具备3倍10s的过载能力，主流厂家将PCS容量超配2-2.5倍。本年度，南瑞继保、阳光电源、华为、科华数能、奇点能源等厂家均推出具备构网能力的储能PCS。西藏、新疆、青海等地区多个构网型储能项目并网投运。新疆克州构网型独立储能项目是目前已投运的单体规模最大的构网型独立储能项目，规模300MW/1200MWh。500Ah+大容量电芯：降本增效的核心路径。大容量电芯显著降低储能电池制造成本，节省零部件数量，提升能量密度。主流电池厂家纷纷推出500Ah+大容量电芯：宁德时代587Ah、亿纬锂能628Ah、南都电源690Ah、海辰储能587/1175Ah、鹏辉能源590Ah、中创新航625/688Ah、瑞浦兰钧587/625Ah、远景能源700Ah、欣旺达688Ah、国轩高科688Ah。以亿纬锂能628Ah电芯为例，采用叠片工艺，单个电芯能量“两度电”，能量效率不小于95%，放电工作温度-30-55℃。压缩空气储能：300MW级项目并网。2024年，湖北应城300MW级压缩空气储能电站示范工程和山东肥城300MW级压缩空气储能示范项目并网投运。湖北应城项目总投资约19.5亿元，单机功率300MW，蓄能8h，释能5h，系统转换效率约70%。此外，河北1MW/4MWh液态空气储能示范项目并网投运，成为我国首个并网投运的液态空气储能项目。液流电池储能：迈入GWh级。全钒液流电池储能项目新增装机0.81GW/3.23GWh。中核汇能东乐北滩光伏配储项目全钒液流储能项目并网（50MW/200MWh）。乾安中卉玉宇全钒液流电池共享储能（100MW/400MWh）填补了严寒地区规模化储能建设及应用的空白。钠离子电池储能：首座百兆瓦时级项目投运。大唐湖北钠离子新型储能电站一期项目并网投运，规模50MW/100MWh，是全球最大钠离子电池储能电站。广西伏林钠离子电池储能电站（2.5MW/10MWh）同步投运。飞轮储能与超级电容储能。鼎轮能源山西长治30MW飞轮储能项目并网投运，由120台单体250kW飞轮储能单元组成，总投资3.4亿元，是国内最大的飞轮储能项目。大唐鲁北公司混合储能调频项目（5MW/5MWh锂电池+4MW/30s超级电容）投运。新一代集成设备与BMS。基于314Ah电芯的1P104S或500Ah+电芯的1P52S贯穿式长PACK成为主流。阳光电源、科华数能等推出PCS和电池一体化全液冷集成设备。高特电子推出新一代BMS，实现“一芯一管理”，创新提出安全阀状态检测技术，实现热失控更早期检测。轻舟科技、四象新能源等推出基于人工智能技术的轻量化EMS。（数据来源：CESA储能应用分会产业数据库《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》）。H2：商业模式创新——从政策驱动到市场驱动。储能设备价格大幅下降。截至2024年底，电池级碳酸锂价格从年初10万元/吨跌至7.5万元/吨，同比下跌25%。中端人造石墨从3.3万元/吨降至3.1万元/吨，六氟磷酸锂从7万元/吨降至6.2万元/吨。磷酸铁锂电芯方面，主流314Ah大容量电芯报价0.27-0.35元/Wh，相比年初0.4-0.48元/Wh同比下跌约30%。常规集中式储能系统设备价格：1h系统约0.94元/Wh，2h系统约0.52元/Wh，4h系统约0.48元/Wh，2h系统同比下跌约36%。差异化产品带来溢价空间：构网型储能设备中标价0.584元/Wh，级联型拓扑设备中标价0.69元/Wh，全钒液流储能设备中标价2.02-2.17元/Wh。电力市场机制逐步健全。新型储能参与电力市场的机制正逐步建立。山东、蒙西、浙江、河北等地探索建立容量补偿机制。以蒙西电网为例，纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿上限暂按0.35元/kWh，补偿期暂按10年考虑。浙江对2024年6月30日前完成并网的电网侧新型储能项目，2024-2026年分别按照200元/kW·a、180元/kW·a、170元/kW·a的补偿标准发放。用户侧储能方面，浙江采用用户自投模式时，内部收益率（IRR）约40%，投资回收期约2.5年。“强配”模式取消，市场化转型加速。2025年1月27日，国家发改委、国家能源局印发《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》，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”。随着“强配”模式取消，容量租赁收益或将面临调整，储能行业正式迈入以市场化价值创造为核心的全新发展阶段。（数据来源：CESA储能应用分会产业数据库《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》）。H2：未来3-5年机会洞察。装机规模持续高速增长。截至2024年底，全国新型储能装机达7376万千瓦，占全球总装机40%以上，年均增速超130%。国家发改委、国家能源局2025年9月印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，提出2027年新型储能装机目标180GW。长时储能：下一个战略高地。随着新能源在电力系统中占比快速提高，电力系统对长时储能等调峰资源需求日益迫切。按照《新型电力系统发展蓝皮书》“三步走”发展路径，2030-2045年规模化长时储能技术取得突破。现有的液流、压缩空气、锂离子电池等新型储能无法满足日以上的长时储能低成本、高可靠要求，氢储能等长时储能技术是未来发展方向。构网型储能：刚需赛道。随着新能源占比提升，构网型储能成为提升电网稳定性的刚需技术。国家政策加快推进构网型储能在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的示范应用。具备构网能力的PCS设备将获得持续溢价空间。人工智能+储能：智能化运维新方向。基于AI技术的轻量化EMS，采用云边结合技术路线，实现主动安全预警和经济效益测算最佳，集数据监控、策略控制、安全防护、收益测算、智慧运维等功能于一体，将成为储能电站智能化升级的核心方向。多角色行动建议。 政策制定者：加快建立容量电价机制，放宽现货市场限价，丰富市场交易品种，健全成本疏导机制。 产业链企业：专注技术创新突破“内卷”，在储能设备本体、电网支撑技术、主动安全防护等方面建立核心技术优势。 投资机构：关注构网型储能、长时储能（氢储能）、500Ah+大容量电芯、AI+储能EMS等赛道。 储能电站运营方：适应“能涨能跌”的电力市场机制，优化充放电策略，探索“一体多用、分时复用”运营模式。延伸阅读。以上为报告核心趋势分析，如需获取完整报告详细数据及全部案例，请访问下载页下载完整PDF报告。FAQ区块。Q1：2024年新型储能新增装机规模是多少？2024年新型储能新增装机规模42.46GW/109.58GWh，装机功率同比增长99.17%，超过全球新增装机的60%。Q2：磷酸铁锂电池在新型储能中的占比是多少？2024年磷酸铁锂电池储能项目新增装机39.38GW/96.14GWh，占比92.64%，仍占绝对主导地位。Q3：什么是构网型储能？构网型储能运行于电压源模式，在电力系统发生扰动或故障时提供有功和无功的暂态支撑能力，具备快速电压支撑、惯量响应、一次调频、黑启动等能力，一般要求具备3倍10s的过载能力，是解决高比例新能源电网稳定性的关键技术。Q4：“强配”储能取消后，储能市场会如何变化？2025年1月，国家明确“不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件”。储能行业将从“政策依赖型”走向“市场驱动型”，容量租赁收益或将调整，项目收益将更多依赖电力现货市场、辅助服务市场和容量补偿。Q5：储能设备价格还会继续下降吗？截至2024年底，314Ah电芯报价已低至0.27-0.35元/Wh，储能系统2h中标价约0.52元/Wh。当前价格已逼近甚至低于成本价（280Ah电芯综合生产成本约0.32-0.38元/Wh），继续下跌空间有限，行业正处于产能出清阶段。Q6：长时储能的发展前景如何？长时储能是满足日以上时间尺度平衡调节需求的关键技术，氢储能是未来方向。目前仍处于起步阶段，需加强政策保障、技术攻关、标准体系和示范项目验证。数据来源说明。本报告数据来源于CESA储能应用分会产业数据库及中国化学与物理电源行业协会储能应用分会调研数据。报告版权归中国化学与物理电源行业协会所有，任何组织和个人未经书面授权不得复制、转载或修改报告内容。