新型储能产业发展现状及超趋势暨CNESADataLink2025年度储能数据发布

新型储能“十四五”发展里程碑

储能战略定位升级

• 储能定位从“被动配置”跃升至“核心支撑”，成为能源转型的关键支点。
• “十二五”引入概念，以技术探索为主；“十三五”示范培育，成为现代电力系统关键环节；“十四五”规模化发展，进入市场化新阶段。

技术突破与产业升级

• “十四五”期间，储能技术持续创新，向低成本、高效率、高安全国产化、电网适配等方向发展。

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213.3GW，同比增长54%，多元化加速发展。

累计装机规模突破1GW

• 新型储能在新能源中的渗透率大幅提升。

渗透率跨越式增长

• 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%。

参与市场类别和交易品种多元化

• 身份从“依附电源或电网”转变为“独立市场主体”，可自主参与多类市场。
• 交易品种从单一辅助服务向“中长期+现货+辅助服务+容量补偿”全品类进阶。
• 收益模式从依赖政策补贴/容量租赁向“峰谷套利+辅助服务+容量补偿”多元市场化收益叠加。
• 技术应用从1-2小时储能向更长时长、多元技术协同方向发展。

高可用率媲美传统电源

• 新型储能在电网实际运行中表现优异，2025年国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万kW，晚高峰平均顶峰2.4小时。
• 江苏等省份集中调用时容量可用率均超95%，最高达98.5%。

应用结构发生根本性变化

• 应用结构从用户侧（占比35%）为主转向独立储能（占比58%）为主。
• 火储调频（1.4%）和用户侧（8%）下降明显；新能源配储占比保持稳定。

项目布局由“负荷端”向“资源端”转移

• 项目区域布局变化：规模等级实现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%+。

中国新型储能项目规模（2025年新增）

• 新增投运项目数量同比+15%；百兆瓦级项目数量占比提升2.5个百分点，GW级项目实现并网运行。
• 新增投运规模创新高：66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比+52%/+73%。
• 并网节点前移至“5·31”，5月新增投运项目规模刷新历年月度新高，达到11.59GW/29.81GWh。

中国新增投运新型储能项目时长分布（2025年）

• “十四五”时期：年均储能时长持续增长。2025年新增装机平均储能时长较2020年增长58%。
• 2025年新增投运项目平均时长2.85小时，2-4h项目数最多，4h+项目数增长显著，同比增长44%。

中国新增投运新型储能项目（2025年）

• 应用分布：独立储能和新能源配储新增合计装机近60GW，创历史新高，同比+50%。
• 技术分布：非锂储能和混合储能技术实现突破。
• 多个GW级独立储能电站、百兆瓦级6小时锂离子电池储能电站、百兆瓦级4小时固态电池储能电站、吉瓦时级全钒液流电池项目等投运。

中国新增投运新型储能项目月（2025年）

• 省份分布：Top10省份装机规模均超5GWh；合计装机占比接近90%；西部省份全面领跑，内蒙古能量和功率装机规模双第，云南首次进入Top10。

中国新型储能中标市场（2025年）

• 中标节奏趋于理性，单体项目规模显著提升，行业集中度提升。

中国新型储能中标价格（2025年）

• EPC中标价格波动下行，受时长、技术要求、区域、规模等多重因素影响。
• 2h储能EPC中标均价为1043.82元/kWh，同比下降13.04%；4h储能EPC中标均价为935.40元/kWh，同比下降8.19%。

CNESA储能指数运行情况

• 严格成分股筛选，动态成份股调整，覆盖整条产业链。

储能安全与标准

• 燃烧测试渐成趋势，多家企业相继主动开展“真机燃烧测试”，提升产品安全可信度。

新型储能政策

• 全国多数省份已完成“十四五”规划目标。
• 近30个省及地市提出的2025年产值目标总规模超3万亿元。
• 工商业储能向市场化迈进，分时电价政策调整，价差呈下降趋势。
• 储能与新能源融合发展强化，多维度一体化、多产业协同、技术升级增效。

新型储能市场展望

• 面向“十五五”，新型储能将由市场驱动发展，不断拓展新的应用场景、创新商业模式并推动产业向高质量发展升级。
• 市场参与进程提速，规范管理强化，容量机制建设加速。
• 拓展储能应用场景，如零碳园区建设。
• 中国储能企业新增海外订单规模366GWh，同比增长144%。
• 中国新型储能市场预测：2026-2030年，保守与理想场景的年均复合增长率分别约为20.7%和25.5%。