破局·重塑·领跑： 2025新型储能行业变局与未来趋势深度解读

来源:大众网

2026年1月27日，在“新型储能行业2025年发展回顾与未来形势展望”交流会上，电规总院安全总监、中国新型储能产业创新联盟副秘书长韩小琪发表了主旨报告，全面梳理了2025年新型储能行业在承压前行中取得的辉煌成就，并指出新型储能未来发展的六大趋势。

2025回顾：规模跃升与技术百花齐放

报告用一组亮眼的数据回顾了2025年新型储能行业的“成绩单”。

1. 规模与利用率双提升，装机突破1.3亿千瓦

尽管2025年初配储政策出现重大调整，行业仍保持平稳较快增长。预计到2025年底，全国新型储能累计装机规模将突破1.3亿千瓦。内蒙古、新疆、山东等省份成为当之无愧的“领头羊”，装机规模均超过1000万千瓦。

更令人欣喜的是，储能“建而不用”的难题正在逐步破解。迎峰度夏期间，江苏、山东、云南等地开展了全省集中调用，调用同时率高达95%以上，全年调用小时数超过1200小时，凸显新型储能在保障电力供应中的核心价值。

2. 技术创新百花齐放，全年刷新纪录近40次

“2025年是技术创新百花齐放、百舸争流的一年。”报告指出，据联盟秘书处统计，全年有近40次技术创新工程化打破纪录，涵盖电化学、物理储能等多个领域。

锂电迈向GWh时代。2025年12月，内蒙古包头率先实现大电芯GWh级电站并网，采用宁德时代近100万颗500Ah级电芯，时长达6小时，标志着锂电储能进入大容量、长时化新阶段。

液流电池规模化、复合化、多模式发展。2025年全国新增5个百兆瓦级全钒液流电池储能电站并网。“液流电池+锂电池”复合储能路线成为常态。液流电池应用场景从传统电网侧、电源侧向用户侧深度延伸，商业模式从单一产品销售向“投资+运营+服务”转型。

物理储能屡创新高。从年初应城“能储一号”并网，到年底甘肃酒泉全球首座300MW人工硐室型“源储一号”带电成功，压缩空气储能不断突破，物理长时储能技术路径愈发清晰。

前沿技术走向规模化。钠离子电池从“0到1”迈向“1到N”，锂钠混合电站成为新趋势；国内首台套1.7兆瓦纯氢燃机通过满负荷验证，整体性能达到国际先进水平。

市场洞察：政策换挡与价格洗牌

在回顾辉煌成就的同时，报告也冷静剖析了2025年行业面临的复杂市场环境。

1. 政策环境：支持力度远超预期

报告指出，2025年初“136号文”发布后，行业曾一度出现悲观情绪，但全年政策环境实际支持力度强劲。全年共发布相关政策253项，涵盖建设管理、市场机制等9个方面，“发展新型储能”更是连续两年写入政府工作报告。

2. 区域分化：各省商业模式迥异

随着行业从“政策引导”向“市场驱动”转变，各省探索出不同的生存之道：

山东：针对“建而不用”痛点，创新推出配储容量在“场内自用”与“独立参与市场”间灵活分配的机制。

甘肃：充放价差较小，调频成为收益主战场，允许全容量参与，电能量和调频交易同时参与同时结算。

内蒙古：商业模式为电能量价差和容量补偿费用。明确容量补偿标准“一年一定、执行十年”的政策，创下补偿标准最高、时间最长的全国纪录。

河北：凭借约0.5元/千瓦时的平均充放价差和多充多放条件，电能量交易收益可观，辅以容量租赁、容量补偿等。

宁夏：收益机制年内三次调整，目前是电力现货市场，来源为电能量交易及辅助服务交易，调峰市场不再运行。

江苏：2025年政策整体平稳，顶峰价格从0.5元/千瓦时降到0.3元/千瓦时。但年底发布《江苏电力并网运行管理实施细则》和《江苏电力辅助服务管理实施细则》，2026年政策环境迎来重大调整，对储能企业而言，机遇与挑战并存。

3. 价格博弈：系统均价跌至0.47元

2025年，受碳酸锂价格W型波动影响，方形磷酸铁锂电芯价格呈V型反转，年底回升至0.35元/瓦时。但在产能过剩背景下，储能系统中标价格波动下降，全年平均价格低至0.47元/瓦时，EPC中标均价为0.97元/瓦时。

展望未来：六大趋势重塑行业格局

面向2026年及更长远的未来，报告提出六大关键趋势研判。

趋势一：角色将从“配套”向“基石”转变

在全国电力市场改革加速和AI时代加持的背景下，预计2030年新型储能累计装机规模将达3亿千瓦以上。未来，独立储能将成为主流，共享储能模式将逐步消失。随着新能源比例提升，配储将因偏差考核需求重新成为重要方向。报告强调，市场和计划一样，都是工具和手段，电力市场建设的目的是优化规划和运营，引导推动发电侧、输电网、储能合理布局投资，匹配电力需求，确保安全经济绿色高效的电力供应。保障95%以上的项目获得合理收益，是行业最大的确定性。

趋势二：行业发展逻辑从“建设期决定”转向“全生命周期决定”

新型储能各技术路线需寻找合适的应用场景和需求特性，在日内长时、周内长时、跨季长时、电能量、调频、备用等细分市场寻求差异化发展。报告指出，未来新型储能产业链的竞争焦点将从制造产能转向全生命周期的技术与服务能力，装备制造企业、设计企业、系统集成商、运营服务商都需要围绕这一转变寻找自身新的定位。

“前期决定收益下限，运营决定收益上限。”设备选型、项目选址、集成优化等前期阶段很大程度上决定了项目可以达到的收益水平下限。电规总院牵头，联合产业链优势企业，编制的《电力市场下新能源项目投资分析报告编制指南》，作为中国电力规划设计协会的团体标准将在一季度正式发布，为设计企业服务投资方投资决策，测算风光储项目量价提供了高标准的内部规程。运营阶段充电放电时机的把握十分重要，运营决定收益上限，运营能力差异导致收益差距显著，调研的某省跨季节多个电站收益对比就是实例。

此外，REITs/ABS将成为新型储能投资的重要助力，为重资产长周期项目提供了退出通道的选择。

趋势三：安全和高质量从“门槛”成为“核心竞争力”

2025年密集出台的安全强监管政策将于2026年全面落实，推动行业规范发展。低质产能将被淘汰，行业逐步向头部企业集中，全生命周期安全监测等系统性管理措施也将加强，促进高质量可持续发展。北美储能系统安装标准2026版已明确将大规模燃烧测试(LSFT)纳入评估体系。国内虽尚无相关标准，但在安全监管压力下，2025年多家企业主动开展燃烧测试，可以预见，燃烧测试或将成为行业准入隐形门槛。

2025年国家再提“深入整治‘内卷式’竞争”，11月和12月工信部两次召开动力和储能电池行业座谈会，规范产业竞争秩序。新能源配储劣币驱逐良币现象将发生根本转变，在电力市场机制下，尽管存量的新能源配储在所有权、使用权、收益权上还有诸多争议，充分有效利用存量的新型储能资产仍是共识。“一体多用，分时复用”的山东模式有望逐步推广，高质量配储将成为新能源项目规避电力市场收益风险的重要方式。

趋势四：从时长增长延伸到支撑系统安全稳定运行能力的提升

未来，4-6小时时长的储能将成为主流。随着“十五五”电力规划发布，各省对不同时长的需求将逐渐明确。从需求分析来看，长时储能的需求相对频次较少，但开始出现，并且是用电高峰期保供电的刚需，在快速发展期，储能时长将会超需求配置。

传统电力系统从“同步旋转系统”转向“同步旋转+换流器静止系统”的新型电力系统，较长一段时期同步机将仍是安全裕度支撑的基本面，压缩空气、重力储能等物理储能的惯量和阻尼能力将是稀缺能力，“火电+绿色燃料”也可能在“十五五”成为可提供惯量和阻尼的全天候长时储能。构网型电化学储能技术也将成为同步旋转机组的有效补充，同时由于短时需求仍占多数，顶峰能力在部分高比例新能源省份仍是安全保供的稀缺资源，将激发部分新建电化学储能项目兼具可调节的长短时和高低功率切换能力。

报告建议为长时储能制定不同于短时储能逻辑的容量价格政策。建议规划引领、合理布局；按时长单独核定非线性增长的容量系数，并加以差价合约保障；对长时储能这种战略资源，进行统一调度、全局优化。

趋势五：“电氢电”和“电热电”将成为颠覆型的新型储能非电应用

新发展阶段，新能源电量转换利用效率需要重新思考。电力回归商品属性，电量、容量、辅助服务、空间位置需要单独定价，一度电在不同时空下价值完全不同。随着纯氢燃机、超高温热泵等技术的突破，叠加电力市场定价体系，“电-氢-电”“电-热-电”综合转换效率有望提升至60%-70%。针对上述思考，报告提出“电力流和氢能流并举”构想，以沙戈荒大基地输送能源到受端系统的场景为例，在送端大基地，新能源优先匹配特高压输电通道送电曲线输电，其他电量可通过就地制氢（电氢）、送端配套火电熔岩储热（电热）转化，形成储氢、储热、输电通道、输氢通道联合运行优化消纳新能源的场景。在受端系统，通过多种输氢方式输送后，在受端退役火电厂建材料储氢装置，氢气储存释放时的热量和火电厂一起优化，提高发电综合利用效率。随着技术进步，成本和效率不断优化，氢能的典型应用可以贯穿发输储用四个环节，有力支撑新型电力系统建设和安全稳定运行。

趋势六：国内产业链将加速“出海”

全球储能正迈入繁荣期。报告分析，美国大负荷并网提案有望落地，AIDC需求爆发，预计2026年美国新增近50GWh装机容量。欧洲预计2026年新型储能新增装机约50GWh。澳大利亚规划规模庞大，大储景气，补贴加码，户用光伏配储渗透率跃升，预计2026年将增加近10GWh。中东是中国厂商必争之地，预计2026年新增装机规模将达到40GWh。

回顾2025，新型储能行业在压力下生长，也在创新中重塑。展望2026，行业发展趋势日益清晰。中国新型储能产业创新联盟将继续携手各成员单位，将洞察转化为行动，坚持高质量发展，为构建新型电力系统和实现“双碳”目标贡献坚实力量。