新型储能新增装机量、技术路线与产业政策梳理

新型储能是构建新型电力系统的重要支撑，发展前景广阔。

新型储能指除了抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为主 体新型电力系统的重要支撑技术。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储 能、输配电侧储能和用户侧储能三大场景。新型储能与电力系统源、网、荷等各环节相融合， 发电侧匹配电力生产和消纳，平滑出力波动，减轻电网压力；电网侧缓解调峰压力、提升电网 可靠性和电能质量、保证容量充裕度；用户侧错峰用电、提高用电稳定性。

新型储能市场需求旺盛，装机规模快速增长。从全球角度来看，中国、美国、欧洲是储能 三大主力市场，2022 年三地区合计新增投运项目规模全球占比 86%。根据动力电池应用分会 数据统计，2023 年，全球新型储能新增装机量约 35GW，同比增长 72%，其中锂电池储能项 目新增装机约 34GW。2024 年，根据 CNESA 全球储能数据库不完全统计，全球新型储能新增 装 机 74.1GW/177.8GWH ，分 别同 比增 长 62.5% 和 61.9% 。我 国新 型储 能 新增 投运 43.7GW/109.8GWh，同比增长+103%/+136%，保持高速增长态势。截至 2024 年底，我国新 型储能装机规模首次超过抽水蓄能，达到 78.3GW/184.2GWh，功率/能量规模同比增长 126.5%/147.5%。 受益于可再生能源装机规模的快速增长以及储能技术迭代和成本的降低，NESA 预测，截 止“十五五”末，保守估计和乐观估计中国新型储能装机分别达 240.5GW 和 326.2GW，复合 增长率有望达 22.2%和 28.7%。全球市场，根据 S&P IHS 预测，预计 2023-2027 年，全球储 能市场新增需求年复合增长率为 38.4%，预计 2028 年新增需求突破 1TWh，迈入 TWh 时代。

储能技术路线多样化。广义储能包括电储能、热储能和氢储能。电储能是最主要的储能方 式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指 各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄 能、压缩空气储能和飞轮储能等；其他储能技术包括电磁储能（超导储能和超级电容）、氢储能 （碱性电解、PEM 电解和 SOCE 电解）和热储能（熔融盐储热）等。

机械储能中，抽水蓄能是最成熟的电储能技术，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和 紧急事故备用等。抽水蓄能具备技术成熟、功率和容量较大、寿命长、运行成本低等优点。但 受水资源和地理位置等问题，抽水蓄能发展空间受限。压缩空气储能(CAES)技术具有储能容量 大、储能周期长、系统效率高、运行寿命长等特点，是最具有广阔发展前景的大规模储能技术 之一。飞轮储能是一种机械能-电能双向转换的物理储能技术，具备高功率密度、长寿命、零污 染等特点。 电化学储能，尤其是锂电子电池具备长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强等优点。同时，其受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及 其他各类场景中。随着技术迭代和成本的持续降低以及应用场景的增加，成为储能新增装机的 主流。液流电池是氧化还原反应实现电能与化学能双向转换的储能技术，由电解液、电堆和循 环系统构成。全钒液流电池因电解液可再生、无交叉污染，成为商业化重点。

锂离子电池储能已成为市场最大的储能技术。得益于锂离子电池高能量密度、长循环寿命、 快速响应、综合效率高、产业链成熟和成本不断降低等优点，国内锂离子电池储能占比快速提 升。至 2024 年底，国内锂离子电池储能占比达 55.20%，超过抽蓄 42.40%比重。国内压缩空 气储能达到国际先进水平，突破 300 MW 级核心设备研制，迈向商业应用阶段。液流电池储能 技术不断迭代，储能电站项目突破百兆瓦级，具备商业应用条件。根据 2025 年 2 月，工信部 等八部门印发的《新型储能制造业高质量发展行动方案》的要求，发展多元化新型储能本体技 术，加快锂电池等成熟技术迭代升级，推动超级电容器、铅碳电池、钠电池、液流电池等工程 化和应用技术攻关，发展压缩空气等长时储能技术，适度超前布局氢储能等超长时储能技术， 鼓励结合应用需求开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、智能电池、储热储冷及新型物 理储能等前瞻技术基础研究。未来，预计我国储能技术将呈现多样化发展趋势。

储能电池产业链可分为上游原材料及设备，中游储能设备生产、系统集成及运营维护，下 游各类应用场景。储能电池上游的原材料主要包括储能电芯、电气件、电子件和结构件等。产 业链中游包括电池模组、电池 PACK、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、功率协 调控制系统（PMS）以及储能变流器（PCS）五大组成部分。产业链下游的应用场景包含新能 源电站、传统发电企业、电网公司、工商业储能和家用储能等。由于篇幅限制，本文主要以分 析中游的储能系统集成为主。

中国构建新型电力系统，政策从多维度支持储能发展。可再生能源，尤其是风电、光伏具 备较大的波动性、间歇性等特点，配套储能设施对提升能源电力调节能力、提高可再生能源消 纳、保障能源安全有非常积极作用。2021 年以来，中央政府各部门出台系列文件，从完善政策 机制，推动储能技术进步，提高谷峰电价价差，鼓励技术多元化发展，规范行业管理等多个层 面来为储能发展奠定基础。 推动多元化储能技术开发。2025 年 2 月，《新型储能制造业高质量发展行动方案》提出， 面向中短时、长时电能存储等多时间尺度、多应用场景需求，加快新型储能本体技术多元化发 展。加快锂电池等成熟技术迭代升级，推动超级电容器、铅碳电池、钠电池、液流电池等工程 化和应用技术攻关，发展压缩空气等长时储能技术，适度超前布局氢储能等超长时储能技术， 鼓励结合应用需求开发多类型混合储能技术。推动新型储能与新一代信息技术深度融合，实现 储能系统高效集成和精准调控，提升新型储能产品智能化水平。

完善分时电价，理顺新型储能盈利机制。发改委要求各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差 率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系 统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4：1；其他地方原则上不低于 3：1。 而 2022 年 2 月印发的《"十四五"新型储能发展实施方案》提出加快落实分时电价政策，建立尖 峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，推动新型储能以独立电站、储 能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务 补偿机制。 大力支持储能设施建设。2021 年 7 月，国家发改委出台的《关于加快推动新型储能发展 的指导意见》要求，统筹开展储能专项规划，大力推进电源侧储能项目建设，积极推动电网侧 储能合理化布局，积极支持用户侧储能多元化发展等。到 2025 年，实现新型储能从商业化初 期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上，2030 年，新型储能核心技术装备自主可 控，技术创新和产业水平稳居全球前列。2022 年 2 月，国家发改委和能源局正式印发《"十四 五"新型储能发展实施方案》，提出推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，合理布局 电网侧新型储能，实现用户侧新型储能灵活多样发展，探索储能融合发展新场景，拓展新型储 能应用领域和应用模式。2024 年 5 月，国务院印发的《2024—2025 年节能降碳行动方案》的 通知要求，积极发展抽水蓄能、新型储能。大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新 模式。到 2025 年底，全国抽水蓄能、新型储能装机分别超过 6200 万千瓦、4000 万千瓦。

总体来看，2021 年以来，国家层面在规范储能行业管理、推动储能发展的市场机制建立、 探索储能价格形成机制、促进可再生能源与储能协同等方面进行顶层设计和政策推动。政策推 动储能行业发展进入快速发展区间。