2025中国独立储能发展报告

摘要版 摘要 我国独立储能的应用始于2018年电网侧储能示范项目。2021年以来，以独立共享储能电站方式满足新能源配储需求的模式逐新被认可，推动独立储能装机快速增长。自2023年起，独立储能以不低于50%的装机占比成为国内储能最大的应用场景。 根据导摘研究院的统计，截至2025年6月底，国内已并网的独立储能项目已达56GW/127GWh。山东、江苏、宁夏、内蒙古、河北已投产独立储能项目规模位居前列，电力央国企、地方国资、能和新能源装备企业、投资机构、非电力背景企业等主体都已经参与到独立储能项目的投资开发中，从2023年到2025上半年，2小时和4小时独立借能项目的设备和EPC价格的降幅达到46%~62%。 与独立储能装机高速增长相伴随的，是产品的快速选代和项目交付能力的大幅提升。基于500Ah+电芯的大容量直流侧电池系统交直流一体化储能系统，面向4小时及以上长时应用的储能产品、构网型储能解决方案等成为新的发展方向。百MVWh级项目的建设周期已经缩短至30~45天，并且可以实现GVVh单体项目的一体化交付。 当前独立储能项目的收益来源主要由新能源储能容量租赁、电能量交易、辅助服务容量补偿和容量电价、专项补贴等五部分组成。由于独立储能市场尚处于发展初期，并且国内电力市场建设不断推进，因此项目收益机制、政策环境都在不断演进并且存在诸多不确定性因素。 过去五年，山东、宁夏、山西、甘肃、河北、内蒙古、江苏、云南等地实现了独立储能装机的快速增长，并且形成了不同的商业模式。未来，随着新能源不再强制要求配储、现货市场启动运行、容量电价机制建立、辅助服务市场不断开放、早期支持政策逐渐到期，独立储能项目商业模式还将持续发生变化。 本报告由寻摘研究院与海博思创、天合储能、科华数能、易事特等企业联合撰写。在报告撰写过程中，以上企业在产品趋势、项目案例，开发建设经验等方面给与了重要分享和支持，在此深表感谢。 摘要版 EAST易事特 国内独立储能市场发展状况P01 1.1国内独立储能发展历程和规模01 1.2独立储能的技术路线选择03 1.3独立储能的区域发展情况05 1.4独立储能的项目开发商06 第二章 独立储能成本价格情况P08 2.12小时独立储能的系统和EPC价格情况602.24小时独立储能的系统和EPC价格情况10 第三章 特独立储能产品和解决方案P12 3.1产品和技术趋势123.2解决方案和项目案例19 目 摘要版 EA易事特 独立储能项目收益渠道P23 4.2新能源储能容量租赁24 4.3电能量交易25 4.4辅助服务26 4.5容量电价／容量补偿27 第五章 独立储能典型应用场景和商业模式P28 5.2山东现货市场+客量补偿模式28 5.3山西现货市场+调频模式29 5.4甘肃现货+调频+客量电价模式29 5.5河北南网中长期交易+客量电价模式29 5.7江苏顶峰补贴+特殊充放电价模式30 5.8云南调节容量市场+价差收益模式31 第六章 独立储能市场发展展望P32 第一章 国内独立储能市场发展状况SC 段，并朝着大规模商业化应用快速迈进。根据寻筛研究院的统计，截至2025年上半年底，国内储能市场累计装机规模达到103GW/240GWh。其中2022、2023、2024年和2025上半年市场增速分别达到245%，216%，113%和46% 1.1国内独立储能发展历程和规模 从2011年开始技术试点至今，我国储能产业已经经历了十余年的发展历程，完成了从技术验证，再到示范应用，直至商业化初期的发展阶 按照储能项目应用目的、接入电压等级、收益模式等的不同，国内储能主要分为独立式储能、可再生能源储能、调频储能和用户侧储能等 应用场景。从2018年至今，我国储能各主要应用场景的占比随着储能政策环境的变化而出现明显的更替。 足新能源配储容量需求的模式逐渐被各地和各大开发商认可，带动独立式储能项目装机占比快速提升，并且成为国内储能最大的应用领域。自2023年起，独立储能在新增装机中的占比一直保持在50%以上。根据寻筛研究院的统计，截至2025年6月底，国内已建成并网的独立储能项目规模已经达到56GW/127GWh。 2018~2019年电网侧储能示范项目的实施，不仅带动了新一轮装机增长，也成为独立储能应用的维形，但随后由于电网公司投资的储能电站不允许被计入输配电价而偃旗息鼓。自2021年起，山东率先以“示范项目+调峰补偿+新能源容量租赁+容量补偿"的模式推动了独立储能电站的示范应用和规模化建设。 2022年以来，以独立共享储能电站方式满 本报告研究范围及统计说明 本报告中有关国内储能项目并网装机规模、储能项目采招规模、储能系统和EPC价格、规划在建储能项目规模等的统计数据均以导炳研究院储能项目数据库的统计分析为基础，相关项目均已经过导摘研究院储能项目库的核对，均可追溯。 已经达到95%，并且技术方案也不断丰富，构网型、站房式、高压级联等系统正在得到规模化应用。此外，300MVW级压缩空气、全钒液流电池钠离子电池、飞轮等非锂电技术也在日渐成熟，均已在独立储能项目中实现了应用。 1.2独立储能的技术路线选择 锂电凭借其较高的技术成熟度、充足的产能保障和快速下降的成本，成为国内独立储能项目首选的技术路线。根据寻摘研究院的统计，截至2025年6月底，锂电在独立储能中的应用占比 随着项目经验日渐丰富，储能系统成本快速下降，独立储能项目的单体规模也呈现快速增加的趋势。自2024年首次实现GVWh级单体项目投运以来，截止2025年7月底，国内已并网的 独立储能项目中，单体规模达到或超过1GWh的项目已经有10个，涉及锂电、液流电池、压缩空气等技术路线。 目前独立储能项目开发建设受各地支持政策和电力市场环境影响较大。特别是独立储能示范项目及其配套政策，已经成为各地实现独立储能市场“从零到一"发展的直接因素。与此同时，对支持政策和电力市场规则的高度依赖，也使得独立储能项目的全生命周期投资收益存在极大不确定性。原有政策的到期或变化，会造成当地独立储能市场发展出现明显的波动。 1.3独立储能的区域发展情况 根据寻烟研究院的统计，截至2025年6月底国内已有27个省市自治区实现了独立储能项目的建成投产。得益于连续四年规划布局独立储能示范项目，山东成为目前独立储能建成规模最大的地区。江苏、宁夏、内蒙古的已井网项目规模也都超过了10GWh。 国家电投、国家能源集团、中核、华能、大唐，华电、三峡、中广核、中能建、蒙能等电力央国企的已并网项目规模位列前十位。满足本地新能源项目的配储需求、开展项目技术示范应用是早期布局独立共享储能项目的主要驱动力。 1.4独立储能的项目开发商 根据寻烟研究院的统计，截至2025年6月底国内已有176家业主／开发商实现了独立储能项目的建成并网，其中并网项目规模不低于1GWh的业主共有29家。 目前国内独立储能项目开发商主要包括电力央企、地方国资、储能和新能源制造企业、其他跨界企业等四类。以"五大六小"为代表的电力央 企是各地首批独立储能项目最主要的开发商。地方国资正在独立储能项目开发中扮演起日益重要的角色，已经成为各地独立储能项目指标最主要 的获取方。储能和新能源制造企业自2024下半年起明显加大了项目开发的力度，部分地区项目指标分配时也更加青睐于装备制造企业，此外，基金、保险机构、非电力背景企业也在积极参与到独立储能项目开发之中，以获取项目投资收益。 （注：有关各地独立储能市场发展情况的更多分析，详见全版报告，摘要版报告不再展开讨论） EAST易事特 第二章 独立储能成本价格情况 储能系统和EPC的价格直接影响独立储能项目的投资总额和经济性。市场竟争加剧、碳酸锂价格回落、项目工程经验丰富等因素，共同推动着储能系统价格在过去三年快速下降、项目建设周期不断缩减。 在各类应用领域中，独立储能由于项目单体规模大，系统报价处于相对较低的水平；另一方面，由于开发周期长、参与方多、费用复杂，独立储能项目EPC报价区间相对较大，EPC报价水平相对高于其他类型项目。 2.12小时独立储能的系统和EPC价格情况 和595个2小时独立储能EPC有效报价样本， 根据寻摘研究院的统计追踪，2小时独立储能系统报价从2023年初的1.510元/Wh，下降到2025年6月的0.602元/WVh，降幅60%，目前最低报价仅为0.479元/Wh。 寻炳研究院自2023年至2025年6月累计收集到472个2小时独立储能系统有效报价样本 根据导研究院的统计追踪，2小时独立储能项目EPC报价从2023年初的1.926元VWh下降到2025年6月的1.036元/Wh，降幅46%，目前最低报价仅为0.602元/Wh。EPC整 体报价区间和月均波动幅度远大于同倍率的储能系统。各月EPC的最低报价已经与储能系统最低报价极为接近。 到630个4小时独立储能系统有效报价样本和237个4小时独立储能EPC有效报价样本。 2.24小时独立储能的系统和EPC价格情况 根据寻筛研究院的统计追踪，4小时独立储能系统报价从2023年初的1.149元/VWh，下降到2025年6月的0.432元/VVh，降幅62%，目前最低报价仅为0.398元/Wh。 4小时独立储能项目的开发建设主要开始于2023年下半年，因此早期的报价样本相对较少。寻筛研究院自2023年至2025年6月累计收集 降到2025年6月的0.750元/Wh，降幅58%，目前最低报价仅为0.519元/Wh。 根据导摘研究院的统计追踪，4小时独立储能项目EPC报价从2023年7月的1.803元/Wh，下 （注：有关独立储能系统和EPC点本价格及其影响因素的更多分析，评见全版报告，摘要版报告不再展开讨论) EAST易事特 第三章 独立储能产品和解决方案 FAST3.1产品和技术趋势 计的快速送代。 3.1.1直流侧电池系统 直流侧电池系统因其在储能系统中成本占比大、安全性要求高、对全系统性能影响大，因而成为集装箱储能系统集成的关键技术环节。消防安全要求，能量密度和占地面积，可维护性，分级管控能力等因素已经成为直流侧电池系统产品设计过程中的主要考量因素， 集装箱式储能系统是当前独立储能市场应用最为广泛的产品。从280Ah电芯到500+Ah电芯，从风冷到液冷，从1000V体系到1500V体系，从40尺到20尺标准集装箱，从有过道设计到外开门设计，从直流侧+集中式PCS到交直流一体化设计，从跟网型到构网型，与过去四年独立储能市场高速发展相伴随的是集装箱储能产品设 直流侧电池系统呈现出快速送代的态势。根据导筛研究院的追踪统计，从2022年至2025年上半年，国内已有85家企业发布了超200款集装箱式直流侧电池储能产品，涉及68种容量 配置方案。其中3.44MWh.3.72MWh.5.016MWh和6.251MVWVh成为企业布局最为集中的产品方案，在2022至2025年被先后推出。 内电芯规格的多样化，带来了上述典型串并联模式下直流侧容量的差异。随着电芯容量进入500Ah+时代，直流侧产品也迎来了新一轮送代，单舱储能容量也迈向了6~8MWh区间。2025年以来，基于500Ah+储能电芯的直流侧电池系统已经进入产品设计和样品测试阶段。采用587Ah电芯的储能产品方案已经相对清晰，计划交付时间普遍在2025年底。易事特 电芯容量的差异成为直流侧产品容量不同的最直接原因。2024年起，500Ah+超大容量电芯的开发成为新的焦点。截至2025年6月底，国内企业已推出的500Ah+电芯规格已经达到23种，包括卷绕和叠片两种不同生产工艺，但行业对于500Ah+规格的判定并未达成一致。 过去四年，10x384S，10x416S和12x416S电池族设计成为20尺1500V级液冷电池系统的最为常见的设计规格，在285Ah350Ah区间 天合储能Elementa金刚3大容量储