我国新型储能产业规模化发展态势显著，政策技术双轮驱动提质增效

2026-04-03

截至2024年底，我国新型储能装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，占全球比例超40%，规模为“十三五”末的20倍。产业呈现规模、技术、应用多维突破，政策支持（目标2027年达1.8亿千瓦以上）与市场机制持续完善。技术路线以锂电为主（占96.4%），2024年其系统价格下降约44%；全钒液流、压缩空气等技术多元发展。应用场景从新能源消纳、电力保供扩展至油田微网、多技术融合共享储能等，标志着产业进入规模化、市场化、高质量发展新阶段。

当前，全球能源结构加速转型，电力系统正经历从以化石能源为主导向以新能源为主体的历史性跨越，新型储能（除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能技术）的角色已从新能源配套设施，转变为未来能源体系的核心支柱。我国作为全球最大的新型储能市场，已构建起全球最完整、规模最大、技术最先进的储能产业链，产业发展呈现规模化、多元化、高质量的良好态势。

产业规模实现跨越式增长。据《中国新型储能发展报告（2025）》显示，截至2024年底，全国新型储能装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时装机规模，为“十三五”末的20倍，同比增长超130%，占全球总装机比例超过40%。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，迎峰度夏期间更充分发挥“超级充电宝”功效，为顶峰时段电力保供贡献关键力量。

政策体系持续完善为产业发展保驾护航。“十四五”以来，我国陆续出台《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》等多项国家层面政策，省级政策则因地制宜形成特色发展模式，如山东完善容量补偿机制、广东构建“1+N+N”政策体系、江苏建立独立储能“电价差+补贴+辅助服务”收益模式、西藏探索高海拔构网型储能试点等。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，明确到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，推动新型储能基本实现规模化、市场化发展。

技术路线多元发展，成本稳步下降。我国新型储能技术路线“百花齐放”，涵盖全球工程应用的主要技术路线，其中锂离子电池占主导地位，约占已投产装机的96.4%，压缩空气储能、液流电池储能等技术路线占比各为1％。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。技术迭代推动造价下降，2024年锂离子电池储能EPC中标价格较2023年下降约25%，锂离子电池储能系统中标价格下降约44%，全钒液流系统价格下降20%。

应用场景不断拓展，示范项目成效显著。在能源领域，中国石油首个光伏发电配套储能项目采用磷酸铁锂电化学储能方式，储能规模达40兆瓦/80兆瓦时，投运后使玉门油田200兆瓦光伏储能电站弃光率降低4.9%以上，夜间上网电量累计达2001.57千瓦时。长庆油田木165井场智能微电网项目构建“光伏+风机+电机+储能”的源网荷储协调控制机制，年发电约4.9万千瓦时，年节约柴油约1万升。此外，我国首个集成磷酸铁锂、钠离子、全钒液流及飞轮四类储能技术的共享储能电站于2025年6月在山东蓬莱正式进入商业化运营，开创了多技术融合的行业先河。

未来，国家能源局将进一步强化顶层设计，编制《“十五五”新型储能实施方案》，完善市场激励机制，攻坚核心技术装备，巩固全球产业优势，推动新型储能与“源网荷”各环节深度融合，为能源绿色转型提供更有力支撑。

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