从“备胎”到核心：新型储能的质变跃升
发布日期：2025/9/5
光伏板在烈日下熠熠生辉，风力发电机在风中悠然旋转，它们产生的绿色电力正源源不断地涌入电网。但你是否想过，当夜幕降临或无风之时，这些绿色能源从哪里来？答案就是储能。
近年来，我国新能源发展突飞猛进。2024年新增可再生能源装机规模再创历史新高，达到3.7亿千瓦，占全国新增电力装机的86%，成为我国电力新增装机的主体。
但风光资源天生具有间歇性和随机性的弱点。随着新能源规模增加，如何解决消纳问题成为行业关键挑战。正是在这样的背景下，储能技术尤其是工商业储能，正以惊人的速度发展，成为了新能源系统中最炙手可热的领域。
01 新能源主体地位提升，储能价值凸显
中国能源结构正经历深刻变革。可再生能源从“替补能源”转向“主体能源”，2020年以来，我国可再生能源新增装机连续5年达到亿千瓦级。
随着新能源占比提高，电力系统的运行方式也面临根本性变化。过去风光电快速发展是依托在常规能源发电基础之上，依靠常规能源发电补偿调节而运行，这种模式已不可持续。
储能技术因此成为与风光发电技术同等重要的新能源技术。它改变了电力系统传统的即发即用方式，像“超级充电宝”一样，在新能源大发或用电低谷时充电，在新能源出力小或用电高峰时放电。
截至2024年底，全国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%，中国新型储能规模已跃居世界第一。
02 多元技术路线，百花齐放
新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式并对外提供的储能技术，包括电化学储能、压缩空气储能、重力储能等。目前储能技术路线正呈现“百花齐放”的态势。
锂离子电池储能占据主导地位，约占已投产装机的96.4%。同时，压缩空气储能、液流电池储能等技术也在快速发展。
2024年，国家能源局发布56个新型储能试点项目，涵盖十余种技术路线，多个试点项目为国内首次工程应用。
在湖北应城，世界首台（套）300兆瓦级压缩空气储能电站并网，利用废弃盐穴作为储气库，单次储存的电量可供一座中小城市连续用电5小时。
广西伏林钠离子电池储能电站成功投运，这是我国钠离子电池储能技术首次实现规模化应用。相比锂离子电池，钠离子电池资源来源广泛、储量丰富、价格低廉，使用范围更广。
重力储能、液态空气储能、压缩二氧化碳储能等创新技术路线也在加速应用，为中国新型储能形成了“应用一代、示范一代、预研一代”的梯次发展生态。
03 工商业储能，为何异常火爆？
2023年被行业称为“工商业储能元年”，市场需求量增加了3-5倍，许多公司营收同比增长数倍。那么工商业储能为何如此火爆？
经济性驱动：峰谷价差拉大
安装工商业储能可以做到4年回本，有补贴的地方甚至两年就回本。以上海215kWh的储能柜为例，价格约30万元，在电费峰谷价差0.7元/kWh的地区，一天两充两放，一年就能节省10万元电费。
2023年3月全国电网代理购电价格数据显示，浙江省峰谷价差全国最高，达到1.33元/度。峰谷电价差超过0.7元以上的地区达到了23个。
政策支持：多重利好推动
2024年“发展新型储能”首次写入政府工作报告，《中华人民共和国能源法》也指出“推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用”。
2025年央行设立2000亿元再贷款工具支持包括储能在内的设备，广东、江苏等省出台容量电价补偿机制。
企业需求：保障生产与节省成本
随着夏季用电高峰的到来，浙江、珠三角等地的很多企业为了保生产、保订单，安装储能的积极性很高。
工商储不仅可以通过峰谷价差套利节省电费，还可作为备用电源提高供电可靠性，对于精密制造、通信、金融等对供电可靠性要求高的电力用户尤为重要。
04 大容量赛道，竞争白热化
2025年5月，储能企业不约而同地推出了520kWh以上的工商业储能系统，标志着工商储500kWh+大容量赛道竞争进入白热化阶段。
自2024年下半年，相继推出500kWh+工商储产品后，大容量工商储系统逐渐成为各大企业新一轮角逐的焦点。
2025年以来，这一赛道的产品集中涌现，市场上已有近10家企业推出了500kWh+大容量工商储产品。
三大因素驱动大容量工商储产品发展：市场需求变化、技术进步和差异化竞争需要。
储能电芯从280Ah向314Ah甚至500Ah+迭代，能量密度与循环寿命显著提升，推动工商业储能系统带电量突破，优化了全生命周期成本。
液冷技术因散热效率高（较风冷能耗降低33%）、温差控制精准（±1.5℃）成为储能各大场景应用的主流温控技术，在工商储产品中，液冷系统覆盖率超90%。
模块化与智能化设计也成为趋势。模块化设计通过标准化单元支持快速部署和扩容。AI技术则贯穿运维优化（AI预测充放电策略等）、安全预警（提前24小时预警热失控）、电力交易（动态电价算法优化峰谷套利组合）。
05 应用效果显著，支撑电力系统
新型储能应用效果正逐步显现。2024年全年新型储能调用情况相较2023年大幅提升，浙江、江苏、重庆、新疆等多省（区）年均等效利用小时数达到1000小时以上，成为促进新能源开发消纳的重要手段。
迎峰度夏期间，新型储能充分发挥“超级充电宝”功效，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。
2024年6-8月迎峰度夏期间，全国新型储能累计充放电量118亿千瓦时，约占当年1-8月充放电量的45%，有效支撑了电力系统稳定运行和可靠供应。
2024年7月，国家电力调度控制中心开展新型储能集中调用试验，国家电网经营区新型储能实际极狐调最大电力3015万千瓦，占当时并网新型储能规模的92%。
在平衡较为紧张的山东、江苏、浙江、安徽、内蒙等省（区），新型储能最大顶峰同时率均达到90%以上，实际顶峰能力已达前期验证最高水平，大幅提升电力保供能力。
06 挑战仍存，未来发展可期
虽然新型储能发展迅速，但仍面临一些挑战。
安全风险防范
随着电池容量和密度提升，特别是电化学储能串并联的数量多，储能电站的安全风险较为突出。
需要进一步完善避免热失控及燃烧爆炸的本质安全控制技术，同时在保障安全的基础上，推动全生命周期绿色发展。
商业模式和政策机制相比于抽水蓄能等传统灵活性资源，新型储能成本较高、收益模式单一，是制约其规模化、产业化发展的重要因素。
当前，技术经济性相对较好的锂离子电池的度电成本仍高于抽水蓄极狐成本；钠离子储能尚在产业化应用初期，原材料的成本优势有待产业规模化发展后方能显现。
新型储能参与中长期交易、现货交易等市场规则还在逐步完善中，存在市场收益偏低等情况。
用户侧储能的限制
用户侧储能发展的主要限制在于基础电费的缴纳模式。基础电费缴纳模式包括按容缴费和按需缴费两种，按需缴费对用户侧储能经济性影响较大。
用户侧储能场地的选择也是一大制约因素。工厂对土地利用率要求较高，不会有大量空地用来安装储能装置。
07 前景广阔，未来可期
尽管面临挑战，新型储能发展的市场前景依然广阔。“今年新型储能装机占储能装机比例有望高于50%，超过抽水蓄能。”
国内机构预测，2025年中国储能市场规模将达到499亿元，全球市场规模预计突破2370亿元，五年复合增长率均超过70%，成为碳中和背景下最具弹性的赛道之一。
据中国化学与物理电源行业协会储能分会统计，到2025年新型储能的产业规模或突破万亿大关，到2030年预计接近3万亿元。
在全球能源转型的大趋势极狐，储能作为“新型电力系统的稳定器”地位不可替代，未来十年将迎来从“政策驱动”到“市场驱动”的质变跃升。
未来新型储能还有很大技术进步空间，锂电池储能度电成本有望降至0.1元以下。届时，“不稳定的新能源+新型储能调节”的极狐成本有望降至0.3元以下，相比煤电具备成本竞争力。
傍晚时分，江苏如东的100兆瓦时重力储能项目现场，一栋高148米的储能塔正静静矗立。它将通过提升和下放重力块，进行储放电，将绿色电力保存下来，等待用电高峰时的释放。
这样的场景正在全国各地上演。在安徽宿州，全国最大“煤电＋熔盐”储能项目已完成168小时试运行，正式投产。它利用机组调峰压力较小时的蒸汽加热熔盐，将热量储存起来，在用电高峰期支撑机组参与调峰。
储能技术正以其多样性和灵活性，为我们构建着一个更加稳定、绿色、高效的能源未来。它是新能源突飞猛进的最大底气，也是我们走向碳中和时代的坚实保障。
来源：北极星新能源
