今天分享的是：2025年新形势下新型储能发展趋势分析报告

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2025年新型储能发展趋势：政策换挡、技术多元，助力能源转型加速

在全球能源转型浪潮下，我国新型储能产业正迎来关键发展期。2025年以来，一系列政策调整、技术突破与市场变化，共同勾勒出新型储能产业的全新发展图景。从政策层面的“松绑”与引导，到技术路线的多元化探索，再到市场需求的持续释放，新型储能正从“辅助配角”逐步成长为新型电力系统建设的核心支撑力量。

政策环境的优化是推动新型储能产业转型的重要引擎。2025年出台的136号文明确取消新能源“强制配储”要求，这一调整并非削弱储能发展，而是推动产业从行政指令驱动转向市场化驱动。政策同时强调，通过虚拟电厂、构网型技术等创新模式促进新能源消纳，为新型储能开辟了更灵活的发展空间。与此同时，394号文提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，山西、广东、山东等省份已率先进入正式运行阶段，现货市场的完善让储能的调峰、调频、备用等辅助服务价值得以更充分体现。

在电价机制方面，行业正逐步告别“补贴依赖”，走向多元化的成本疏导路径。当前多数地区已形成以容量租赁为主的商业模式，而容量电价机制的探索成为焦点。相关研究明确，未来将参考抽水蓄能、煤电容量电价政策，结合各省实际情况制定新型储能容量电价，通过市场化招标、分类系数激励等方式，覆盖不同技术路线的储能项目，保障行业合理收益，激发投资积极性。此外，“绿电直连”政策也为储能带来新机遇，要求绿电项目通过配置储能提升灵活性，进一步扩大了储能的应用场景。

从市场需求来看，新型储能的“调节价值”日益凸显。2024年数据显示，我国新型储能等效利用小时数近1000小时，累计充放电量超390亿千瓦时，在促进新能源消纳、迎峰保供中发挥关键作用。其中，用户侧储能利用效率最高，累计利用小时数达1322小时，电网侧、电源侧分别为1130小时、829小时。2024年迎峰度夏期间（6-8月），全国新型储能累计充放电量118亿千瓦时，占当年1-8月总量的45%；7月国家电网开展的集中调用试验中，并网储能实际可调最大电力达3015万千瓦，占比超90%，高频次响应能力得到充分验证。

不过，新能源消纳压力仍为储能发展提供强劲动力。近年来，全国风电、光伏利用率总体呈下降趋势，2025年4月已有5省光伏利用率低于90%、7省风电利用率低于90%，西藏、青海等地问题尤为突出。在此背景下，新型储能成为解决新能源出力波动性、间歇性的核心手段，推动发电侧从“强制配储”转向“主动配储”，帮助新能源电站更好应对市场化交易中的申报偏差风险，提升发电稳定性。

供给端呈现“产能充足、技术多元”的特点。2024年我国锂离子储能电池总产能约620GWh，总产量近340GWh，虽已处于供大于求状态，但为产业规模化发展奠定基础。更重要的是，技术路线正突破单一依赖，走向多元化创新。构网型储能在政策与市场双重驱动下加速渗透，在清洁能源大基地、独立储能项目中广泛应用，推动储能向高压化、大容量化升级；长时储能成为新风口，4小时以上储能项目逐步成为主流，液流电池、压缩空气储能技术成熟度提升，工程造价持续下降；钠离子电池、固态电池、熔盐储热、二氧化碳储能等新兴技术也不断开展示范应用，丰富了储能的场景适配性。

复合储能模式的兴起进一步提升了产业效率。“锂离子电池+液流电池”“锂离子电池+飞轮储能”等组合形式持续落地，形成“长时+短时”“高成本新技术+低成本成熟技术”的互补格局，既能满足不同时长的电力调节需求，又能平衡成本与性能，为复杂应用场景提供解决方案。此外，人工智能、区块链等信息技术与储能的融合不断加深，在新能源出力预测、储能调度控制、电力交易结算等环节发挥重要作用，推动储能运营向智能化、精细化方向发展。

值得关注的是，氢能在电力系统中的应用探索为储能打开新空间。作为具备独立制储输用环节的二次能源，氢能可与电力系统深度协同：在西部风光大基地，氢能可实现长时储能与跨季节应用；在受端地区，氢能可助力退役火电厂改造，提供电压支撑与转动惯量，缓解多直流馈入系统风险。同时，“输氢+输电”并举的模式，能有效优化资源配置，缓解输电走廊紧张问题，为大规模新能源消纳提供新路径。

展望未来，新型储能产业将围绕“战略支撑”与“多元化创新”两大基调持续前行。一方面，随着新能源在电力系统中的占比不断提升（2025年5月全国新能源发电量占比已达23.6%，青海、甘肃等省份新能源发电功率占比超80%），新型储能将成为能源转型的核心支撑，助力构建安全、稳定、清洁的新型电力系统；另一方面，技术创新将持续驱动产业升级，更多新兴技术路线将从示范走向商用，成本持续下降，应用场景不断拓展，推动新型储能真正融入电力生产、传输、消费的全链条，为我国“双碳”目标实现提供坚实保障。

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