2024年，新型储能发展进一步提速，累计装机容量首次超过抽水蓄能。2025年，随着《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》出台，强制配储退出历史舞台，产业发展逻
辑由政策驱动转向价值驱动，新型储能系统全生命周期价值评估体系将重构，产品性能、成本控制能力、商业模式创新构成核心竞争力的三重维度。在新格局下，信息技术赋能与多能互补或将成为新
型储能发展的重要方向。
一、储能市场发展情况
新增装机规模大增。截至2024年底，我国新型储能总装机容量达到78.5GW/185.7GWh，同比增长130%。2024年当年新增42.5GW/107.1GWh，较2023年同期增长109.5%，单一年度增量占新型储能总
装机量的57.7%，增速水平远超预期。尤其值得关注的是年末的加速增长态势，12月单月新增装机容量达13.0GW/34.1GWh，环比11月巨幅增长316%，创下月度扩容规模的历史峰值。截至2024年底，
我国新型储能总装机容量超越抽水蓄能，逐步完成从补充性技术向主力调节资源的转型。
锂电技术仍是主流。技术路线上，磷酸铁锂装机容量约占89%，处于主导地位，与此同时液流电池、钠离子电池、飞轮储能等技术路径也已实现产业化突破。技术迭代进程中，年内采用“锂电+”技术耦
合方案的项目部署量实现快速增长，储能系统正朝多元化集成方向演进。
区域发展差异较大。我国西北、华北区域依托优质风能及太阳能资源禀赋，已形成规模化新能源装机集群，由此衍生出庞大的储能配套需求。国家能源局数据显示，区域新型储能装机占比呈现梯度分布：
华北（30.1%）、西北（25.49%）构成第一梯队，华东（16.9%）、华中（14.7%）、南方（12.4%）组成第二梯队，东北（0.5%）区域则发展稍慢，此格局与各区域新能源渗透率及电力市场化进程高
度相关。
单个省份方面，新疆、内蒙古、江苏三地储能新增装机断层领先。其中新疆地区新能源装机规模高，但受限于本地消纳瓶颈及跨区输电通道调节能力约束，形成持续性储能配置需求；内蒙古依托特高压外
送通道的战略布局，配套储能建设需求持续释放，叠加政策引导与财政支持的叠加效应，推动枢纽节点形成规模化储能集群；江苏作为电力负荷核心区，伴随新能源渗透率突破临界值，系统调频压力显著
提升，叠加工商业储能部署加速，共同构筑增量空间。
强制配储成为历史。从产业演进规律来看，我国新型储能产业已进入规模扩张与质量升级并重的发展阶段，锂电储能技术迭代趋于完善，产业重心由规模扩张向质量提升转变。2025年2月9日，国家发展改
革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确要求不得强制配储。产业驱动逻辑发生本质转变：储能设施将由项目开发成本要素转化为资产收益
增值环节，其技术经济性将成为影响新能源项目投资回报率的核心变量。
在新的市场机制下，储能系统全生命周期价值评估体系将重构，产品性能、成本控制能力、商业模式创新构成核心竞争力的三重维度。此次转变或将有效破解过往“低价中标主导”、“配置效率低下”等非理性
发展困局，推动行业发展模式逐步由政策驱动向价值驱动过渡。值得注意的是，政策调整后储能投资决策权回归市场主体，将倒逼产业链各环节聚焦技术创新与效率提升，促进形成“市场选择-技术迭代-成
本下降”的良性循环机制。
二、各场景新型储能发展情况
（一）源网侧储能
2024年我国新能源基础设施建设加速推进，光伏与风电领域分别实现新增容量277.2GW和79.3GW。在新能源基地储能配套刚性需求增强与产业链成本曲线持续下移的双重驱动下，源网侧储能部署规模呈现
同步扩张态势。行业统计CNESA数据显示，源网侧储能新增规模达38.8GW/98.9GWh，同比增幅达113%，以装机能量维度计算，其在新型储能总装机中的占比提升至92.3%。
在政策框架引导下，我国源网侧储能已构建“容量租赁+容量补偿+电力交易+辅助服务”的综合收益机制。以独立储能项目为例，其收益结构呈现显著区域差异性特征。CNESA测算数据显示，当2小时储能系
统EPC成本1.2元/Wh、储能系统单价0.6元/Wh、电池成本0.35元/Wh，叠加初始容量租赁率80%（按三年期5%阶梯递减）的理想参数条件下，多数区域独立储能项目具备经济可行性。值得注意的是，产业
链成本传导效应正持续释放收益弹性，EPC成本每下降0.2元/Wh，对应项目内部收益率可提升约2%，成本优化对项目经济性的边际改善效应显著。
在新能源全面参与电力市场交易的背景下，电力现货市场价格波动区间存在持续扩张趋势，这将驱动独立储能收益模式发生转变。当前以容量租赁为核心收益来源的传统模式面临边际效用递减，而电力现货
交易价值与辅助服务调节溢价正逐步成为核心收益驱动要素，标志着储能商业逻辑正从容量型向价值型服务升级迭代。
（二）用户侧储能
2024年工商业储能市场呈现“先扬后抑再企稳”的发展特征。上半年项目并网规模保持逐月递增态势，但受第三季度政策监管力度强化影响，全年发展曲线并未如年初预期般持续向上。尽管多地政府年内相继
出台涵盖备案管理、消防安全及并网验收等维度的行业规范，阶段性抑制了市场投资意愿并导致并网节奏放缓，但得益于江苏市场的异军突起叠加细分应用场景拓展全年工商业储能并网容量仍录得3.74GW/
8.2GWh的突破性增长，以装机能量口径计算同比增幅达72%，延续了行业高速扩张态势。成本传导效应方面，工商业储能一体化机柜单价自2023年中旬的1.5元/Wh进入下行通道，经历2024年初1元/Wh、
年中0.8元/Wh的阶梯式调整后，至2025年初稳定在0.6-0.7元/Wh区间。设备厂商的充分竞争推动技术降本持续深化，显著缩短项目投资回收周期，进而形成“成本下降-收益改善-需求扩张”的良性循环。
工商业储能系统通过多元化收益机制实现经济价值创造，主要包含峰谷套利、光伏消纳、需量管理、动态增容、政策补贴、备用电源及需求响应等七种核心模式。现阶段经济性构成呈现显著分层特征：峰谷
价差套利构成当前经济性支柱，需量管理和动态增容作为辅助性收益渠道可产生叠加效应，而需求响应等电网依存型模式因受系统调节需求波动影响，收益稳定性和持续性相对受限。前瞻性分析表明，伴随
虚拟电厂等资源聚合平台的发展，通过整合分布式储能资产参与电力现货市场、辅助服务市场等多维度交易形成的组合收益，预计将演进为行业主流盈利范式。
三、新型储能发展趋势展望
（一）智能化与自动化持续深入，提升运维效率与系统可靠性
近年来，以人工智能、大数据为代表的新一代信息技术加速发展，新技术赋能下，储能产业正加速向智能控制与自主决策方向演进。通过集成机器学习框架与深度神经网络算法，储能系统已具备自适应优化
运行策略的能力，显著提升系统预测精度与动态响应水平。具体表现为：运用时序预测模型解析历史运行数据，可精准预判充放电周期、电池健康状态及潜在故障风险，进而构建预防性维护体系，实现系统
效率与可靠性的双重提升。与此同时，物联网架构的深度应用将催生智能运维新范式，依托设备状态在线监测、故障云端诊断与维护流程自动化，形成储能系统全生命周期管理体系，从而有效降低运维成本，
并提升系统可靠性。
（二）标准化与集成化趋势显著，实现高效系统管理
在技术创新与业态变革的双重驱动下，BMS与EMS的系统结合度显著提升，推动产品架构向标准化、集成化发展。技术架构层面，工商业储能EMS将演进为分布式能源系统的中枢控制单元，而BMS、PCS、热
力调控及消防单元则退居为执行层设备，专注数据采集、动作响应及故障隔离等基础操作。基于智能算法引擎的决策支持系统正重塑管理架构，通过动态优化与预测性维护双重机制，驱动储能系统向可靠性
增强与能效提升的可持续运营模式发展。
（三）电网调节需求倍增，新型储能将助推多能互补
在能源结构转型背景下，多能互补与系统协同将成为新型电力系统的核心特征，新型储能技术需持续提升跨能源形态整合与全局优化能力。从技术实施路径看，储能装置将构建与光伏、风电、水电及传统火电
等多元化电源的深度耦合机制，依托多源异构数据的实时状态感知与智能分析平台，形成基于市场价格信号波动与供需动态平衡的优化决策模型，从而提升能量转换效率与存储效能，增强电力系统的运行弹性
与供电可靠性。在系统集成维度，新型储能通过与智能电网架构及微电网系统形成深度集成，构建涵盖频率调节、电压支撑及备用容量供给的复合型辅助服务体系，有效提升电网运行的安全裕度与灵活调节能
力，为构建新型电力系统提供关键支撑，加速能源结构向清洁低碳方向演进。
（四）云平台赋能，深度挖掘储能价值
基于云端智能服务架构的储能系统实现数据中枢化治理，依托云端平台技术构建全域数据湖，形成覆盖设备全生命周期的远程运维管理闭环。用户可通过数字化接口实时获取系统运行态势全景视图，支持跨地
域多终端访问与指令下发，显著提升运营管理维度下的时空弹性。云端智能引擎同步提供智能诊断与运行优化算法服务，赋能用户深度释放储能资产潜在价值。分布式部署架构有效提升系统鲁棒性与弹性扩展
能力，其技术内核在于将系统功能解耦为多节点协同机制，通过边缘计算单元间的自主协商与数据总线交互，实现系统级功能整合。
（五）锂离子仍是技术主流，技术多元化发展成为趋势
短期看，锂离子电池仍将是新型储能的主流技术。考虑到磷酸铁锂的价格下探，进一步降低了锂离子储能的初始投资成本，令锂离子储能拉大了与其他技术路线的成本优势。在技术成熟度方面，锂电产业的配
套也非常完善，大幅领先其他新型储能。使用寿命上，锂离子电池的理论循环次数也在持续提升。综合以上因素，短期内锂电储能的优势无法撼动。
中期看，长时储能是行业发展的必然要求，在长时储能情景下，液流电池和压缩空气储能的技术优势凸显。液流电池与压缩空气的技术成熟度已取得长足进步，成本是限制二者大规模部署的主要因素。当前压
缩空气储能的全生命周期投资成本略低于液流电池，但二者成本均具有较大的下降空间，因此初始投资成本和全生命周期成本将是两大技术比拼的核心。
长期看，氢储能有望逐步得到应用。相较于其他新型储能技术路线，当前氢储能的能量转换效率低、投资成本高，不具备竞争优势。但从长期视角看，氢储能具备长时储能潜力，同时在新能源发电占比持续提
升的背景下，氢储能在与光伏、风电互补方面具备独有优势，若投资成本能够有效降低，氢储能在远期有望得到大规模应用。
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