未来十年，中国电网级储能市场增长强劲
发布日期：2025/1/8
展望未来，伍德麦肯兹预计至2033年底，电网级储能项目的累计装机容量将跃升至0.4TW/1.2TWh，在中国新型储能市场中的占比将超过86%。与此同时，得益于可再生能源持续发展、新型储能政策的完善、电力系统稳定性需求的提升以及储能系统成本的快速下降，中国储能市场将在未来十年继续蓬勃发展，持续领跑全球。
技术路线和应用场景多元发展，助推储能市场成熟发展
01长时储能：潜力初绽，布局加速
伍德麦肯兹《中国储能项目数据库》显示，磷酸铁锂电池仍然是目前公认的主流技术选择，市占率超过97%；压缩空气与光热熔盐等长时储能技术也开始崭露头角，逐渐出现在各地公布的计划项目与开工项目中。国家级发展规划与电力系统调节需求，为长时储能技术发展提供了广阔空间。此外，约20GW项目储备（涵盖已公开计划与在建项目）也为中短期内长时储能技术的市场增长奠定了基础。
02构网型储能：聚焦电力系统转型挑战，供给需求双驱动
构网型储能技术因其在惯量和电压支撑方面的巨大潜力，近两年备受关注。由于具备电压源的特性，构网型储能系统能够改善电力系统转型期短路容量不足、转动惯量缺失等问题，适用于可再生能源渗透率高、电网稳定性欠佳的地区。目前，西藏、新疆等西北地区已出台相关支持政策，助力当地构网型储能技术与可再生能源协同发展。与此同时，各大厂商也纷纷布局构网型储能技术路线。来自供给端和需求端的双向驱动，有望在中短期内助推一批构网型储能项目快速落地。
03台区储能：缓解光伏消纳瓶颈，激发需求新活力
近年来，分布式光伏装机激增，电网可接入容量不足的问题凸显，台区储能应运而生。在配电台区中加装储能设备，可实现对配电系统的动态增容，有效缓解接入容量以及变压器过载的难题，减轻设备投资压力。这一全新的应用场景也从需求端为市场注入了活力。
中短期内的发展下行风险：储能调用不足、项目收益有限、市场标准化体系仍不成熟
目前，电网级储能项目利用率仅为设计时长的31%-59%，相较过去水平有所提升，但仍受收益模式不成熟以及其它调节性资源竞争的影响。其中，独立储能项目收入来源更多样，利用小时数比可再生能源配储项目高45%。但这两种类型的电网级储能项目均无法实现每日一充一放，充放电次数普遍低于项目盈利测算的预期。远低于预期的投资回报率将会削弱未来项目投资的积极性。
此外，从电力调度需求的角度来看，其它调节性电源（如煤电、气电和抽水蓄能）短期规划储备充足、动作准确度高，这使得电网级储能项目的价值优势有被低估的风险，调用优先级可能进一步走低，持续面临竞争压力。
在国内供应链快速发展之际，成熟的市场标准体系尚未建立，导致储能设备质量参差不齐。由于当前储能技术对电网可靠性的支持能力有限，供应链波动和较低的投资回报率将影响市场信心。
来源： 伍德麦肯兹WoodMac
