2025年中国新型储能行业发展白皮书-机遇与挑战

前言 随着全球碳中和的推进，储能产业已成为能源转型的关键支撑，在世界能源体系中占据着重要地位。作为全球能源革命的重要参与者与推动者，中国储能产业的发展不仅关乎自身能源结构优化和能源安全，更对全球可再生能源发展格局有着深远影响。 2024年，中国储能产业在复杂的市场环境与激烈的全球竞争中，展现出了强大的韧性与蓬勃的发展活力。尽管面临着“产能过剩”、“价格内卷”等严峻挑战，但行业内部的积极变革从未停歇。这一年，储能行业正在从价格竞争逐步迈向价值竞争的新赛道，技术创新成果斐然；这一年，储能应用场景不断拓展，源网荷储、光储充一体化、微电网等项目层出不穷，为电网安全稳定运行和各领域发展提供能源保障。 行至中流，更需奋楫。新的一年，必将是中国储能产业应变思变、革故鼎新的一年。强制配储落幕，储能行业发展如何从政策驱动转向市场驱动仍需思考；储能项目规模持续扩大，但系统长周期安全稳定运行仍是难题；储能多种技术路线百花齐放，但部分技术距大规模商用的理想成本仍有差距；储能应用场景不断深化，但在电力系统中的多元价值仍待挖掘。为此，产业链上下游企业需潜心攻关、精研产品、协同创新，共推碳中和背景下的能源变革。 储能领跑者联盟作为致力于深度赋能行业的平台，将在本次白皮书中全面展示碳中和背景下的储能行业机遇与挑战。与此同时，为了更好地展示不同储能技术在这个变革节点上的发展，我们邀请了部分企业共同探讨未来储能技术创新和发展趋势。此外，我们也希望通过深入研究和分析，为政府、企业和从业者提供有用的参考和决策支持。展望未来，储能领跑者联盟将继续秉持初心，发挥平台优势，加强行业协作，积极推动产业链上下游企业紧密合作、协同创新。最后，欢迎各界同仁与我们携手共进，为中国储能产业的蓬勃发展贡献力量，共同开创全球储能产业的崭新未来，让储能成为驱动世界能源绿色转型、实现人类可持续发展的强劲引擎。 储能领跑者联盟理事长 杜笑天 目录 第一章中国新型储能市场概况01 111招中标概况02 122装机统计04 133区域分布05 第二章中国新型储能应用概况06 21应用场景分布07 22源网侧储能07 23用户侧储能12 第三章新型储能技术发展趋势17 31锂电储能18 311系统集成18 312储能电池23 313储能变流器24 314BMS26 315EMS29 316温控30 317消防33 32非锂储能34 321光热35 3222液流储能35 3233压缩空气37 324飞轮储能37 325氢能39 第四章数智化与储能产业的融合发展41 41人工智能储能42 42区块链储能46 第五章储能行业的机遇与挑战49 51全球储能市场空间广阔50 52储能应用场景及商业模式多样化51 53储能产业链重构加速进行53 54价格内卷加剧行业深度洗牌54 55变革浪潮下，储能行业机遇与挑战并存54 参考文献56 致谢57 第一章 中国新型储能市场概况 11招中标概况 招标方面，EESA数据库2024全年共计追踪到新型储能招标信息2465条，总规模达1261GW3682GWh，展现出国内储能市场持续增长的态势及广阔的发展潜力。集采框采方面，各大能源集团在2024年的集采需求远高于2023年，整体规模高达299GW1226GWh，招标内容主要是储能系统、电池系统和电芯；项目招标方面，招标规模持续保持较高增速，整体规模高达962GW2457GWh，招标内容主要是储能EPC、储能系统和综合EPC。 图12024年我国新型储能招标情况 数据来源：EESA数据库 中标方面，2024年我国新型储能中标规模也再创新高：EESA数据库全年共计追踪到新型储能中标信息1353条，总计规模达907GW2345GWh。其中EPC中标项目683个，总规模为454GW1134GWh，同比增幅分别为173和178；储能系统的中标项目527个，总规模为270GW794GWh，同比增幅分别为27和37。 图22024年中国新型储能中标情况 数据来源：EESA数据库 1注：集采框采中，“其他”类别中包含直流侧、户储、液冷温控系统和PCS及储能EPC；项目招标中，其他”类别包含PCS、电芯、电池系统、储能PCEC和综合PC等。 中标价格方面，得益于大容量电芯的量产装机、规模效应的凸显以及原材料成本的降低，24年储能系统单瓦时价格较23年有较大降幅。年度内储能系统中标价格筑底企稳，以磷酸铁锂储能系统05C为例，全年中标均价为07054元Wh，12月加权平均价格07093元Wh；年度内储能EPC中标价格小幅下滑，以储能时长2h的磷酸铁锂储能项目为例，全年中标均价为12065元Wh；12月加权平均价格11649元Wh。 图320232024年储能系统LFP，05C中标均价（元Wh） 数据来源：EESA数据库 图420232024年储能EPCLFP，05C中标均价（元Wh） 2中标均价含用户侧储能及构网型储能；均价按照项目能量规模加权平均计算。 数据来源：EESA数据库 回看2024年中国新型储能市场，国央企集采规模普遍在5GWh左右，且鲜有突破10GWh的集采项目，而2025年已发布的储能集采方案中，已有多个项目超10GWh，标志着储能市场需求愈加旺盛。同时，央企招标业主通过设置重重“防线”，以降低“低质、减配”储能产品进入市场带来的潜在安全风险，这种抬高招标门槛的做法将拦住80以上的中小储能系统集成商，使得市场向头部企业收拢。最后，招标的技术类型正朝多元化趋势发展，虽然磷酸铁锂电池储能仍占主导地位（89；装机功率口径），但其他技术路线，比如液流电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能、超级电容等均有所发展和突破，2024年以“磷酸铁锂”模式出现的混合型储能项目增加明显。 图52024年新型储能招标技术类型分布（MW） 12装机统计 数据来源：EESA数据库 “十四五”后期，中国新型储能市场装机量持续增长，截至2024年12月31日，中国新型储能累计装机量为785GW1857GWh。2024年新增装机规模达到了425GW1071GWh，同比增长1095（装机能量口径），占累计装机的577，全年新增装机及增速超预期。其中，2024年12月新型储能新增装机量为130GW341GWh，环比增加316（装机能量口径），创下单月新增装机之最。 图620202024年新型储能新增装机量 3注：混合储能项目按照各技术类型招标规模进行分拆统计，统计不含集采框采。 数据来源：EESA数据库 13区域分布 2024年，新疆、内蒙古、江苏三地新增储能装机断层领先。新疆新能源装机规模持续领跑全国，但本地消纳能力有限，加之疆电外送面临输电能力有限、网间调节能力薄弱等问题，因此对储能存在长期需求；内蒙古特高压外送通道配储需求旺盛，加之“政策资金”双驱动，推动特高压通道节点附近储能规模化建设；江苏作为负荷中心，新能源渗透率提升导致调峰调频需求激增，江苏“715保供项目”4在Q2拉动了大批独立储能装机，大规模工厂配储亦贡献了部分增量；此外，河北新能源装机快速增长，但此前储能装机距“十四五”规划相差较大，2024年政策推动下储能装机迅速上量，故新增装机排名较2023年有大幅上升。 图72024中国新型储能新增装机区域分布（top20）（MWh） 数据来源：EESA数据库 4指江苏省为满足2024年迎峰度夏电力保供需要，规划的41个电网侧新型储能项目，此批项目自愿承诺确保在2024年7月15日前建成并网。 第二章 中国新型储能应用概况 中国新型储能主要应用于三大场景：电源侧、电网侧和用户侧。在电源侧，储能系统与风电、光伏等可再生能源配套，通过“风光储能”模式平抑发电波动性，提升并网友好性，减少弃风弃光现象。电网侧重点布局调峰调频服务，利用储能的快速响应特性参与电网辅助服务，并通过配电网侧储能增强电网韧性。用户侧以工商业储能为主，通过分时电价机制实现峰谷套利，同时与分布式光伏、充电桩形成光储充一体化系统，降低企业用电成本。在偏远地区，储能与微电网结合为离网区域提供稳定供电，并逐步拓展至5G基站、数据中心等新领域。随着电力市场化改革推进，储能正通过多种模式深度参与电力交易，推动构建新型电力系统。 21应用场景分布 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600（装机能量口径），较2023年增加76；其中独立储能占576，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323，其中光伏及风电配储合计占比309。用户侧储能占比77，其中工厂配储是最主要的场景，此外储能在园区配储、光储充等场景下的应用也在逐渐增多。 图82024年新型储能装机应用场景分布（MWh） 数据来源：EESA数据库 22源网侧储能 （1）市场分析 2024年中国新能源装机规模持续扩大，据国家能源局数据，2024年我国光伏发电新增装机2772GW，风电新增装机793GW。随着新能源大基地配储需求的增加以及产业链降本的持续，2024年源网侧储能新增装机同步上涨。据EESA统计，2024年中国源网侧储能新增装机388GW989GWh，同比增长113，在我国新型储能装机结构中占923（装机能量口径），居主导地位。 图920192024源网侧储能新增装机 （2）政策分析 数据来源：EESA数据库 据EESA统计，我国2024年全年共出台源网侧储能相关政策696条5。其中，电力市场类政策占比最高（除其他类），为97条，数量较去年增加一倍，推动我国各省份电力市场建设进入快车道；配储类政策方面，19个省份共发布38条配储类政策，其中甘肃省数量最多；规划类政策方面，2024年共有17个省市对新型储能装机给出了明确规划；补贴类政策较2023年占比降低，“补贴退坡、市场驱动”成为今年储能市场发展一大趋势。 图102024年源网侧储能政策类型汇总 数据来源：EESA数据库 配储类政策方面，2024年共有19个省份发布配储类政策，全国各省要求的加权平均配储比例约为“15，25小时”，全年配储类政策整体呈现出以下几大趋势： 首先，各个地区配储要求差异化明显。从配储比例要求来看，新疆、湖北、内蒙古等地要求的配储比例最高，为20；其次为河北、河南、吉林、山东等地，为15；其中，要求10配储比例的省份最多。从配储时长要求来看，基于大基地配储要求，西藏、内蒙古、新疆等地要求均在34小时，湖北、河南、河北、广东、江苏、四川等多个省份时长要求均为2小时。另外，多个省份还根据省内区域资源差异设置不同的配储比例，如江苏：江南地区10，江北15；甘肃：河西地区15，河东 5部分政策会重复计入源网侧及用户侧。 地区10；河北：冀北电网20，河北南网15。 其次，配储要求趋严。宁夏并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置；河北对于配储未达标的项目要求其差额部分按照全网当月容量租赁均价的12倍支付相应容量租赁费用；江西鼓励新能源和独立储能项目投资主体共同签订不低于10年的容量租赁协议或合同，未完成配建储能建设或未足额租赁储能容量的新能源项目，不得并网发电。 最后，配储形式更加灵活。据EESA统计，截至目前已有多个地区鼓励新能源场站通过容量租赁完成配储要求，普遍支持在全省范围内租赁。租赁指导价有按容量计费、按功率计费两种；建议租赁期限普遍在3年以上，最高20年。此外，多地区鼓励非锂技术项目租赁、鼓励长时储能租赁。例如，云南全钒液流项目可按其投产装机容量的3倍提供共享服务；宁夏2小时以上储能系统按其功率的12倍折算容量租赁配储规模。 但是，未来强制配储政策将成过去式，储能建设正逐步走上市场化道路。2025年1月27日，国家发展改革委和能源局《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2025136号）（下称“136号文”）的发布叫