文章核心观点 文章基于中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的2025年度数据，全面总结了中国新型储能在“十四五”期间的发展里程碑与现状，并对“十五五”趋势进行展望。核心观点认为，中国新型储能产业在“十四五”期间实现了从示范培育到规模化、市场化发展的历史性跨越，已成为新型电力系统的核心支撑。行业正从高速增长转向高质量发展，技术持续进步、应用场景深化、市场机制完善，未来虽增速换挡，但绝对增量依然可观。 新型储能“十四五”发展里程碑 - 战略定位历史性跃升：储能已完成从“被动配置”到“核心支撑”的跃升，定位为支撑新型电力系统建设的重要基础和发展新质生产力的新动能 [8] - 技术突破与产业全面进阶：本体技术持续创新，系统集成不断优化，向低成本、高效率、高安全、国产化、电网适配方向发展 [9][10] - 技术路线格局重塑：截至2025年底，中国电力储能累计装机规模达213.3GW，同比+54%，其中以锂电池为代表的新型储能累计装机占比超过2/3，技术路线从单一向多元化加速发展 [12][13] - 累计装机规模突破1亿千瓦：新型储能累计装机规模达144.7GW，是“十三五”末的45倍，同比+85% [14][15] - 在新能源中渗透率大幅提升：新型储能在风电和太阳能发电累计装机中的占比从“十三五”末的0.61%升至“十四五”末的6.88% [17][18] - 市场参与更加多元：身份从“依附电源或电网”向“独立市场主体”转变，交易品种向“中长期+现货+辅助服务+容量补偿”全品类进阶，收益模式向市场化多元收益叠加 [20][21] - 可靠性媲美传统电源：2025年，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，晚高峰平均顶峰2.4小时，江苏、山东等省份集中调用时容量可用率超95%，最高达98.5% [24] - 应用结构根本性变化：应用结构从用户侧为主转向以独立储能为主，独立储能累计装机占比达58% [30][31][32] - 项目布局向“资源端”转移：项目规模实现“MW级”向“几十GW级”跨越，西北、华北风光富集地区成为主力，内蒙古、新疆增长最迅猛，CAGR均在250%+ [33][34] 2025年新型储能项目规模 - 新增投运规模创新高：2025年新增投运66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比分别+52%和+73%，能量规模已超过2024年底的历史累计总量（184.2GWh） [3][41] - 并网节点前移：受政策调整影响，并网节点前移至“5·31”，5月新增投运11.59GW/29.81GWh，占比17%，同比+413%/+492% [41][42] - 项目平均时长持续增长：2025年新增投运项目平均储能时长2.85小时，较2020年增长58%，“十四五”时期新增装机平均时长2.59小时，较“十三五”时期+21% [44][45] - 应用以独立储能和新能源配储为主：二者新增合计装机近60GW，创历史新高，同比+50%，其中独立储能新增42GW，同比+59% [47][50] - 非锂与混合储能技术实现突破：多个GW级独立储能电站投运，首个百兆瓦级4小时固态电池、吉瓦时级全钒液流电池、大型构网型锂钠混合储能电站等多个标志性项目投运 [50] - 省份分布集中度高：Top10省份装机规模均超5GWh，合计装机占比接近90%，内蒙古在能量和功率装机规模上均位列第一 [3][48] 2025年新型储能招中标市场 - 中标节奏趋于理性：中标数量基本持平甚至略降，行业从“多项目”向“优项目”过渡 [53] - 单体项目规模显著提升：行业正向吉瓦级（GWh）大项目迈进 [57] - 行业集中度提升：中标企业数量下降，市场份额向优势企业集中 [56][57] - EPC中标价格波动下行：2025年2小时储能EPC中标均价为1043.82元/kWh，同比下降13.04%；4小时储能EPC中标均价为935.40元/kWh，同比下降8.19% [58][63] 新型储能产业发展 - CNESA储能指数展现超额收益：历史回报基准（沪深300）近20个百分点，展现极强的赛道弹性和独立成长气质 [66] - 燃烧测试渐成趋势：多家企业主动开展“真机燃烧测试”极限挑战，依据UL9540A等国际标准，以验证安全设计、满足出口需求并提升客户信任度 [67][68][69][70] 新型储能政策 - 规划目标基本完成：截至2025年底，全国各省新型储能“十四五”规划目标总规模超91.6GW，多数省份已完成目标 [74] - 产值目标推动产业落地：近30个省及地市提出的2025年产值目标总规模超3万亿元，部分省份2027年目标较2025年新增约1.9万亿元，2030年目标将再增2.3万亿元 [77][78] - 工商业储能向市场化迈进：2025年32个地区最大峰谷价差总体平均值为0.616元/kWh，同比下降9.4%，未来依赖固定价差套利模式不可持续，“市场化运营+多市场叠加”成为趋势 [81][82] - 储能与新能源融合发展强化：多项政策推动新能源与储能一体化参与市场、就近消纳，并探索多产业协同、多维度一体化开发 [84] - “制造+应用”双方案战略协同：《新型储能制造业高质量发展行动方案（2025-2027年）》与规模化建设专项行动协同，旨在提升供给质量、扩大市场需求，带动项目直接投资2500亿元 [86] 新型储能市场展望 - 累计装机平均时长将加速提升：预计至2030年，累计装机的平均时长将达到3.47小时，反映市场对长时储能需求增强 [3][95][96] - 累计装机规模持续增长但增速换挡：预计2026-2030年，保守与理想场景的年均复合增长率（CAGR）分别约为20.7%和25.5%，至2030年累计装机有望达到3.7亿千瓦（370GW）以上 [4][98][99] - 行业向高质量发展过渡：行业正从政策驱动向市场驱动的高质量发展阶段过渡 [98] - 应用场景拓展至零碳园区：国家推进零碳园区建设，首批52个园区要求绿电直供比例不低于50%并配建储能 [91][94] - 海外市场潜力巨大：2025年中国储能企业新增海外订单规模366GWh，同比+144%，覆盖全球60+个国家和地区，出海企业70+家 [93]