新型储能高质量发展成就与新挑战

“十四五”以来，“发展新型储能”写入《政府工作报告》和《能源法》，并出台多项支持政策，推动新型储能从“强制配储”向“市场化用储”转变。在政策体系持续健全、技术水平不断提升、市场机制逐渐完善的背景下，我国新型储能产业全面告别单纯依赖政策驱动的规模竞赛阶段，步入以市场价值、技术创新与安全底线为核心竞争力的高质量发展新周期，站上前所未有的历史高位，成为国家六大新兴支柱产业之一。

一、总结过去：产业发展成果显著

报告对2025年国内外新型储能发展概况进行总结，并回顾我国“十四五”新型储能发展成果。全球主要国家和经济体在新型储能领域的战略投入持续加强，市场规模高速增长，技术创新多元突破。我国新型储能政策体系持续完善，装机规模跨越式发展，技术迭代持续深化，产业整体保持良好发展态势。

截至2025年底，我国已建成投运新型储能1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，装机规模约占全球装机的50%，居全球首位。新型储能技术呈现“锂电池主导、多技术并行”的多元化格局，锂离子电池储能占据绝对主导地位，占比超90%。30万千瓦级压缩空气储能、百兆瓦时钠离子电池储能等重大项目相继并网，技术创新实践迈出了坚实步伐。

新型储能在促进新能源开发消纳、电力保供、电网调节等方面的作用日益凸显。2025年，新型储能年均等效利用小时数显著提升，在迎峰度夏等电力保供关键时段发挥了关键调节作用，有效缓解了高比例新能源接入带来的电网波动，为新型电力系统建设提供了有力支撑。

以2025年“136号文”取消强制配储为标志，叠加2026年初“114号文”首次在国家层面建立电网侧独立储能容量电价机制，储能的政策逻辑已全面转向市场价值驱动。多地通过容量补偿、现货市场、共享储能等机制创新，逐步探索“电能量+容量补偿+辅助服务”的多元收益模式，行业内生动力显著增强。储能不再是新能源并网的入场券，而必须作为独立市场主体在新型电力市场中证明自身价值。

二、立足当下：机遇与挑战并存

(一)技术发展以市场需求为导向

随着新能源装机规模持续突破新高，电力系统对灵活调节资源的需求已从“辅助型补充”转向“刚性依赖”。长时储能(持续放电时长4小时以上)凭借其在跨昼夜平衡、季节性调峰及极端天气保供等方面的不可替代性，正从技术验证阶段全面迈入规模化商业部署，成为当前储能行业布局的核心赛道。

构网型储能技术持续扩大应用。伴随高比例可再生能源接入带来的惯量支撑不足、电压频率失稳等系统性问题日益凸显，构网型储能技术应势而起。构网型储能已从示范项目走向区域集群应用，并在西北沙戈荒新能源基地、海上风电送出及特高压直流馈入受端等典型场景中实现工程化落地。

新型储能已突破传统电力系统调节的边界，加速渗透至经济社会多个领域。AI算力成为新增长极，AIDC数据中心对供电可靠性和电能质量提出极高要求，正成为储能需求增长的新引擎。多元融合模式不断涌现，储能与工业园区、零碳园区、绿色建筑、光储充一体化、虚拟电厂、源网荷储一体化、车网互动等场景深度融合，从单一储电走向“储能+”模式。

(二)安全性和经济性得到重视

储能安全问题得到持续关注。据统计，2025年全球储能安全事故达30多起，2026年海外仍出现集装箱储能起火险情。我国首个新型储能强制性国家安全标准《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》(GB 44240—2024)已经正式生效，但随着500Ah+大容量锂离子电池渗透率的提升，储能系统的热失控风险、系统级缺陷及运维安全问题仍需高度关注。行业对高安全储能技术需求日益迫切，正在探索从被动防护转向本征安全和主动预警，利用AI诊断和数字孪生技术实现热失控的提前识别。企业积极开发各种本征安全储能技术，水系电解液电池、半开放储能电池等创新路线正在持续推动示范验证，促进多元化技术发展。

国内储能商业项目的盈利仍面临挑战，新的多元化收益模式尚未完全建立，导致项目经济性普遍承压。2026年起，多省取消行政规定的固定峰谷时段，电价由市场供需决定，过去“低充高放”的稳定收益模型被打破。电力现货市场全面铺开后，峰谷价差普遍收窄，导致工商业储能投资回收期延长。虽然理论上储能可参与现货套利、辅助服务、容量补偿等多重市场盈利，但各省规则不统一、结算机制割裂，多重收益难以真正“叠加”兑现。

(三)国内外市场面临不同挑战

国内市场，以本征安全技术、主动安全预警、智能运维、高效热管理等技术为核心的“产品+服务”模式，正成为产业高质量发展的关键抓手。企业竞争正从单一的价格战向“全生命周期服务、系统级安全、差异化场景”转变，头部企业凭借规模效应、研发纵深与品牌信誉，市场份额持续集中，而缺乏核心技术、依赖代工贴牌、资金链薄弱的中小企业面临加速出清。

海外市场，面对国内竞争白热化与盈利能力承压的现实，“出海”已从可选项变为必选项，欧洲、东南亚、中东等新兴市场成为出海重点。但海外市场面临地缘政治风险、绿色贸易壁垒以及海外本地化产能竞争等挑战，对企业的合规能力、本地化运营和商业模式创新提出了更高要求。部分国家收紧关键基础设施外资准入审查，对中国储能设备的“安全可控”提出政治性质疑。欧盟《新电池法规》强制推行电池护照、碳足迹声明及再生料比例要求，碳关税机制逐步落地，对中国企业供应链碳追溯能力和绿电使用比例构成硬性约束。日韩老牌电池企业及欧美新兴本土厂商正加速产能建设与政策游说，试图在标准制定与市场准入层面设置壁垒。这些挑战对中国储能企业的合规治理能力、本地化运营深度以及商业模式创新能力提出了前所未有的高要求。

三、展望未来：巩固全球领先优势

报告对我国“十五五”新型储能发展进行展望，提出2030 年前新型储能主要满足系统日内调节需求的目标，并制定2026年重点发展工作，强化顶层设计、支持技术创新、规范项目管理、完善政策支持，引导产业链高质量发展。

在政策持续支持和市场规则完善的基础上，我国新型储能将向高质量、市场化、智能化方向深度演进，实现从“规模扩张”向“价值创造”跃升，从而巩固“十四五”发展成果，保持全球领先优势。具体体现在以下四个维度：

储能技术创新，围绕“高安全、长寿命、低成本”的目标向高端化、智能化、绿色化方向演进，AI赋能的智能制造和智能运维将大幅提升储能系统的经济性和可靠性。企业通过对电价、负荷的精准预测来动态优化充放电策略，从设备比拼转向算法和运营能力的比拼。

储能应用场景，向“储能+”深度融合拓展，从传统的电网侧、电源侧向用户侧及新兴领域(如AI数据中心、低空经济、智能微电网)全面拓展，作为综合能源系统的核心，与新能源、负荷、数字化技术深度融合，为高比例新能源电网提供全场景的灵活调节支撑。

储能商业模式，向多元化、市场化纵深发展，随着电力市场化改革的深入推进，储能将深度参与电能量市场、辅助服务市场和容量市场，构建“容量保底+市场收益”的可持续盈利模式。除了电力市场交易，虚拟电厂(VPP)可聚合大量用户侧储能资源，参与需求响应和辅助服务。同时，企业可以通过碳交易、绿证交易，挖掘储能的减碳环境价值，开辟新的收益渠道。

储能产业生态，向协同化、绿色化、国际化方向迈进，进一步加强产业链上下游的协同，完善从材料、电芯、系统集成到回收的闭环生态。国内企业将依托技术创新和成本优势，积极参与全球能源转型，从出口设备转向输出系统解决方案和工程服务能力，从依赖国内政策红利转向参与全球标准制定与市场竞争，持续提升中国储能产业在全球市场的核心竞争力。

(中国化学与物理电源行业协会储能应用分会 冯彩梅 刘勇)