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]

文章核心观点 - 百川畅银作为环保行业老兵，正通过出海、移动储能供热及熔盐储热技术、参股光热发电等多维度转型，从传统沼气业务向综合型新能源解决方案提供商升级，基本面处于修复与业绩触底阶段 [5][6][20][21] 业务转型与战略布局 - 公司立足沼气业务基本盘，抓住出海机遇，利用海外电价市场化优势优化盈利结构，并精准卡位"光热+储能"国家政策推动的基地项目 [5][6][7] - 业务覆盖沼气利用、移动储能供热及环卫再生资源回收三大板块，构建"发-储-供"闭环，向综合新能源解决方案商迈进 [5][12][20] 出海业务表现 - 境外收入从2023年127万元跃升至2024年1433万元，同比增长1026.43%，收入占比3.17% [10][11] - 境外业务毛利率高达56.15%（2024年）和75.86%（2023年），显著高于公司整体20%左右水平，2024年以3.17%收入贡献10.25%毛利 [10][11] - 海外项目包括哥伦比亚科尔多瓦省光伏电站和马来西亚怡保2MW沼气项目（获2025年亚洲电力奖金奖） [7] 移动储能供热业务进展 - 2025年上半年该业务营收5723万元，同比增长39.49%，毛利飙升628% [13][14] - 截至2025年三季度投入运营338台储能车，规模化运营带动经营活动现金流由负转正至4639万元 [13] - 2025年11月与商丘市梁园区政府签约推进零碳智慧综合能源平急两用系统项目，已安全运行数百车次，输送清洁能源数千吨 [15] 熔盐储热技术突破 - 熔盐储热具备安全、稳定、成本低优势，适合工业级热管理场景，2025年9月与华电科工完成首车蒸汽充装，步入商业化应用阶段 [16] - 2025年前三季度研发支出791.54万元，同比增长99.13%，支撑技术创新 [17] 光热发电赛道布局 - 通过参股内蒙古百川光热科技有限公司切入光热发电赛道，聚焦聚光反射镜研发，年产能达1000万平方米 [18] - 已中标新疆100MW光热项目、甘肃瓜州"双塔一机"等国家级工程，踩中中西部能源基建风口 [18][19] - 2025年全国新增8个光热项目（总装机800MW），9个项目冲刺并网（装机1000MW），行业从示范迈向规模化商用 [19][20]

公司核心转型战略 - 公司立足于沼气业务基本盘，积极谋求转型，布局熔盐储能、光热发电和移动储能供热，向综合型新能源解决方案提供商迈进 [1][19] - 公司通过“发-储-供”业务闭环构建多元化驱动战略，逐步摆脱对传统业务的依赖 [9][19] 出海业务表现 - 境外收入从2023年127万元跃升至2024年1433万元，毛利率分别高达75.86%和56.15%，显著高于公司整体20%左右的水平 [7] - 2024年境外收入占比仅3.17%，但贡献了10.25%的毛利，成为盈利结构优化的关键推力 [7] - 公司借助电价市场化程度高的地区，快速落地海外沼气与光伏项目，例如哥伦比亚科尔多瓦省光伏电站和马来西亚怡保2MW沼气项目 [5] 移动储能供热业务进展 - 2025年上半年该业务营收达5723万元，同比增长39.49%，毛利飙升628%，带动经营活动现金流由负转正至4639万元 [9] - 截至2025年三季度，公司已投入运营338台储能车，形成规模化运营能力 [9] - 2025年11月与商丘市梁园区政府签署战略合作协议，推进区域零碳智慧综合能源平急两用系统建设项目，已成功对接多家园区重点企业 [10][12] 熔盐储能技术突破 - 熔盐储热具备安全、稳定、成本低等优势，适合工业级热管理场景 [13] - 2025年9月与华电科工合作完成熔盐储热+移动储能首车蒸汽充装，标志技术正式步入商业化应用阶段 [13] - 2025年前三季度研发支出总额为791.54万元，同比增长99.13%，显示公司在创新上的坚定决心 [15] 光热发电业务布局 - 通过参股内蒙古百川光热科技有限公司切入光热发电赛道，聚焦聚光反射镜研发制造，年产能达1000万平方米 [18] - 百川光热已中标新疆100MW光热项目、甘肃瓜州“双塔一机”等国家级标杆工程 [18] - 截至2025年10月，全国新增8个光热项目总装机800MW，另有9个项目装机容量达1000MW冲刺并网，行业正从示范阶段迈向规模化商用 [18] 传统沼气业务现状 - 2025年上半年公司实现营收2.05亿元，其中沼气业务收入0.98亿元，占比近48%，仍是当前收入的“压舱石” [5] - 国内沼气发电市场已成红海，面临补贴退坡、电价锁定、成本攀升等问题，利润空间不断收窄 [5]

国家能源局新能源发展指导意见 - 国家能源局出台指导意见 从多维度一体化开发、与多产业协同发展等方面促进新能源集成融合发展 [1] - 针对沙戈荒新能源基地 优化电源结构 合理控制配套煤电规模 大力发展光热发电、熔盐储热等调节性电源 探索打造100%新能源基地 [1] - 针对水风光一体化基地 充分发挥水电快速调节能力和外送通道 带动周边风光大规模高质量开发 [1] - 推进分布式新能源多领域开发 与交通、建筑、农村等用能场景深度绑定 提升就地消纳比例 [4] - 在新能源资源富集地区 建设绿色低碳新能源装备制造基地 利用当地绿电形成"用绿色能源生产绿色装备"闭环 打造零碳园区 [4] - 加大新能源非电利用 在风光资源富集地区规模化发展绿色氢氨醇产业 促进新能源就地就近消纳利用 [6] 高空风能技术突破 - 我国首个高空风能国家重点研发计划核心装备 世界最大5000平方米高空风力发电捕风伞在内蒙古试验成功 [7] - 捕风伞在300米以上高空捕获风能 通过牵引缆绳拉动地面发动机转动发电 试验实现5000平方米和双1200平方米做功伞开收伞 [9] - 高空风能具有风速高、风向稳定、风能密度大优势 陆基技术利用空中做功伞捕获风能牵引地面发电系统 [11] - 超大型做功伞成功展开证实伞梯式陆基高空风力发电技术路线具备实现大容量、大功率可行性 计划明年年底进入发电试验阶段 [13] - 伞梯式陆基高空风能发电系统由空中组件、牵引缆绳、地面组件组成 最大空中捕风伞展开面积达5000平方米 捕风高度最高达5000米至10000米 [13] - 相比传统陆上风电 高空风电可节约95%土地 减少90%用钢量 降低30%度电成本 10兆瓦系统年发电2000万度 供一万个家庭一年使用 [13] 光伏行业自律成效 - 针对供需失衡和"内卷式"竞争 光伏行业主动推动自律并取得积极成效 [14] - 行业在构建市场公平竞争格局、化解风险和促进高质量发展方面取得成效 光伏产品价格逐渐趋于稳定 [14] - 2024年11月至2025年10月 跟踪招标项目144个 中标组件均价整体稳中略有提升 [14] - 同期多晶硅、硅片、电池片、组件等现货产品均价略有上涨 多晶硅期货均价上涨近20% 价格低于成本情况明显改善 [14] - 行业协会希望行业凝心聚力、协同共进 共同维护健康有序市场环境 [16]

新能源多维度一体化开发 - 优化沙戈荒新能源基地电源结构 合理控制配套煤电规模 大力发展光热发电和熔盐储热等调节性电源 探索打造100%新能源基地 [3] - 发挥水风光一体化基地中水电的快速调节能力和外送通道优势 带动周边风光资源大规模高质量开发 [3] 新能源与多产业协同发展 - 在新能源资源富集地区建设绿色低碳新能源装备制造基地 利用当地绿电供能 形成用绿色能源生产绿色装备的闭环 [5] - 打造零碳园区 [5] - 推进新能源分布式开发 与交通 建筑 农村等用能场景深度绑定 提升就地消纳比例 实现电从身边来 [6] 新能源非电利用 - 在风光资源富集地区规模化发展绿色氢氨醇产业 促进新能源就地就近消纳利用 [8]

研究背景与目的 - 全球能源转型背景下，中国可再生能源发电量达3.46万亿kWh，占全部发电量的35%，但新型储能项目平均储能时长仅为2.3小时，4小时及以上装机占比仅15.4% [2] - 长时储能可跨天、跨月甚至跨季节存储电能，平抑新能源发电波动，成为能源转型关键环节 [2] 国家政策推动 - 2021年国家发改委要求新增可再生能源项目配建4小时以上调峰能力，激发长时储能需求 [3] - 2023年长时储能技术被纳入"十四五新型电力系统技术及装备"发展范畴 [3] - 2024年新型储能首次写入政府工作报告，2025年国家能源局再次强调长时储能技术攻关 [3] 技术路线发展 - 抽水蓄能受地理限制，液流电池、压缩空气储能、氢储能等新型技术快速发展 [4] - 截至2024年底全国液流电池装机达1.8GWh，远期规划超15GWh [4] - 山东肥城建成国际首套300兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目 [4] 行业挑战 - 氢储能等关键技术待突破，成本居高不下 [5] - 项目建设经验不足，系统集成与工程规范不完善 [5] - 电力市场交易规则与收益模式不清晰，产业链配套不成熟 [5] 蓝皮书框架 - 第一篇：全球能源转型背景与长时储能技术定义 [7] - 第二篇：产业规模、技术发展时间轴及分类 [7] - 第三篇：液流电池、压缩空气储能、氢储能等主流技术现状 [10] - 第四篇：产业规划、新能源配储、补贴及电价政策 [8][10] - 第五篇：液流电池、压缩空气储能、氢储能产业链及典型案例 [9][10] 发布计划 - 2025年5月启动调研，6月撰写审稿，7月在银川长时储能产业大会发布 [10]

山东煤电行业转型升级 - 煤电在保障电力系统安全稳定运行方面发挥"压舱石"作用 是促进新能源消纳的重要调节性电源 [1] - "十四五"期间出台煤电行业转型升级 煤电机组"三改联动" 亚临界机组改造退出等行动实施方案 [1] - 统筹大型煤电机组建设和存量煤电机组升级改造 持续提升煤电机组调峰能力 [1] 清洁高效煤电机组建设 - 提高新上大型清洁高效煤电机组灵活性调节标准 新建纯凝和抽凝煤电机组最小技术出力分别不高于20%和30%额定负荷 [3] - 推动建成临沂恒新 华汪热力等一批大型超超临界煤电机组 新增并网规模872万千瓦 [3] 存量煤电机组升级改造 - 累计完成灵活性改造66台次 3189.5万千瓦 新增调节能力700万千瓦以上 [4] - 预计今年完成煤电机组"三改联动"2000万千瓦左右 [4] - 建成济宁华源 大唐临清电厂等一批热电解耦技术改造试点工程 [4] 未来煤电发展方向 - 以"深调峰 快调节 强支撑 宽负荷 高韧性 低排放"为主线 全面评估"三改联动"机组实施成效 [5] - 全面推广热电解耦改造技术 实现电锅炉 熔盐储热 飞轮储能 热电协同等多场景应用 [5] - 未来新上机组从严把控准入条件 一律按照新一代煤电标准规划建设 [5]