新型储能保持平稳较快发展态势

国网能源研究院近日发布《新型储能发展分析报告2025》（下称“报告”）显示，我国新型储能保持平稳较快发展态势，装机规模突破1亿千瓦。截至2025年9月底，我国新型储能装机规模达到1.03亿千瓦，与“十三五”末相比增长超30倍。其中，国家电网经营区在运新型储能总装机规模8314.6万千瓦，平均充放电时长2.43小时。新型储能电站装机规模前五位分别为新疆、山东、江苏、宁夏和甘肃。

装机规模提升同时，新型储能电站利用水平不断提升，储能调节作用进一步发挥。2025年1-9月，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增长120小时。国家电网经营区新型储能综合利用小时数869小时，略低于抽水蓄能（988小时）。浙江、西藏、江苏、青海、河北等省份储能利用小时数已超1000小时。从应用成效看，国网经营区新型储能可调最大电力6423万千瓦，近3座三峡电站容量，夏季晚高峰平均持续放电2.4小时。江苏、山东等地集中调用新型储能最大放电功率达714、804万千瓦，调用同时率达到95%以上，发挥了重要顶峰保供作用。

新型储能技术路线呈现“多元协同、多点突破”格局，各路线技术迭代提速、成本持续下行，规模化应用进程稳步推进。锂离子电池储能电芯容量和能量密度不断提高，固态电池成重要发展方向。钠离子电池储能适配温度不断拓宽，单机规模从兆瓦时级向百兆瓦时级跨越。液流电池储能多元技术路线与大功率电堆、高效电解液等关键环节创新突破，吉瓦时级、兆瓦级重大项目落地应用。新型压缩空气储能已突破300兆瓦级、6小时时长等关键指标，核心设备和人工硐室等环节取得国际先进成果。构网型储能技术路线向锂电与非锂储能融合拓展，多机并联稳定、宽频振荡抑制等关键难题已突破，形成全场景解决方案，覆盖沙戈荒基地、零碳园区等多元场景。

从政策环境看，2025年是新型储能产业政策的“机制突破年”。强制配储取消，新型储能发展逻辑由“政策驱动”转向“市场驱动”。新能源全面入市加剧电力市场价格波动，为储能提供盈利空间。储能参与各类市场交易机制逐步完善，明确加快建立调节性资源市场化容量补偿机制。同时，推动储能在虚拟电厂、零碳园区、绿电直连、源网荷储一体化等新模式新业态应用，促进储能与新能源全方位融合，并鼓励储能与新能源联合参与市场、一体化调用。

从商业模式经济性看，新能源全面入市后，新能源侧储能和独立储能商业模式发生较大变化。随着现货价差持续拉大与储能成本逐步下降，新能源主动配储将有助于提升项目整体经济性。独立储能收益从“依赖租赁”到“多元市场收益”转变，增量项目丧失原有租赁收益，内部收益率暂时降低至2.2%~3.5%。部分省份已探索容量补偿替代租赁收益作为保底收益，但项目整体难以盈利。用户侧储能运营主要通过峰谷套利、需量管理等为用户降低用电成本。浙江“两峰两谷”、峰谷价差较大的电价结构下，用户侧储能可实现两充两放，具备显著经济性。此外，用户侧储能作为新型电力系统中衔接多元主体的关键枢纽，在虚拟电厂、绿电直连、源网荷储一体化场景中发挥着不可替代的核心作用。

2025年是新型储能发展驱动逻辑发生重大转变的一年，“531”抢装潮之后，新型储能仍保持平稳增长。报告预计，2026年和2027年国网公司经营区新型储能规模分别达到1.2亿千瓦和1.5亿千瓦。中长期来看，面向新型电力系统构建，系统电力电量平衡和安全稳定运行面临严峻挑战，对新型储能等优质调节资源需求突出。预计到2030年全国新型储能累计规模需求将超3亿千瓦。