• 瑞晨互联
  • 2025-08-13
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储能行业 2025：政策驱动与技术革新下的市场新图景

一、政策密集出台，市场化机制逐步完善​
2025 年以来，储能行业迎来多项重要政策，为行业发展提供了有力的制度保障。​
7 月，国家能源局发布《关于进一步完善新型储能参与电力市场机制的指导意见》，明确新型储能可作为独立主体参与电力现货、辅助服务等各类市场交易，并要求各地在 2025 年底前出台配套实施细则。该政策首次提出建立储能容量电价机制，按 “成本 + 合理收益” 原则核定，预计将使独立储能项目 IRR（内部收益率）提升至 8%-10%，显著改善项目盈利性。​
地方层面积极响应，广东省率先发布《新型储能参与电力市场交易规则（试行）》，允许储能通过 “现货套利 + 调峰补偿 + 容量租赁” 多元模式获取收益。数据显示，政策实施后，广东独立储能项目单 Wh 收益较此前提升约 0.03 元，投资回收周期缩短至 6 年以内。​
此外，《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理办法》修订版于 8 月实施，明确退役电池用于储能的技术标准和补贴政策，预计每年可新增退役电池储能装机 15GWh，推动 “梯次利用 + 储能” 模式规模化发展。​
二、技术突破不断，长时储能与新型电池成亮点​
技术创新是储能行业发展的核心驱动力，2025 年上半年多项关键技术取得重大突破。​
长时储能技术加速商业化落地。大连融科全钒液流电池储能系统在河北张北项目中实现连续 12 小时稳定充放电，系统效率达 78%，较此前提升 5 个百分点，度电成本降至 0.35 元 / Wh。中储国能 300MW/2400MWh 压缩空气储能项目在贵州贵阳投运，利用地下盐穴作为储气空间，单次储能时长突破 8 小时，成为目前全球最大的非补燃式压缩空气储能项目。​
新型电池技术持续迭代。宁德时代发布的钠离子电池储能系统在 - 30℃环境下容量保持率达 85%，循环寿命突破 12000 次，已在内蒙古风光储项目中批量应用，较磷酸铁锂电池成本降低 25%。亿纬锂能的 280Ah 磷酸铁锂储能电芯实现量产，能量密度达 165Wh/kg，20 尺集装箱系统容量提升至 5.2MWh，成为大型储能电站的首选方案。​
智能化技术深度融合。华为推出的智能储能管理系统（iEMS），通过 AI 算法优化充放电策略，使储能电站综合收益提升 15%，在澳大利亚霍恩斯代尔储能项目中，该系统将电池循环寿命延长至 15 年以上。​
三、市场规模扩张，应用场景持续丰富​
2025 年上半年，全球储能市场保持高速增长。据 CNESA 数据，全球新型储能新增装机达 28.3GW，同比增长 82%，其中中国新增 18.5GW，占比 65%，继续领跑全球市场。​
从应用场景看，电网侧储能仍是主力，新增装机占比 42%，但用户侧储能增速更快，同比增长 110%。工商业储能呈现爆发式增长，上海、深圳等地 “峰谷套利 + 需量管理” 模式使项目回收期缩短至 3 年，带动上半年工商业储能新增装机 5.2GW。​
“光储充氢” 一体化项目成为新热点。青海海西州 5GW 风光大基地配套 1.2GW/4.8GWh 储能及 1000 吨 / 年绿氢项目，通过储能平抑风光波动，绿氢直接供应当地化工企业，实现能源全链条清洁化。该项目年减排二氧化碳约 80 万吨，为 “双碳” 目标实现提供了新路径。​
国际市场方面，中国储能企业加速出海。比亚迪储能系统中标德国 500MW/1GWh 储能项目，采用液冷技术和预制舱设计，可在 - 25℃至 55℃环境下稳定运行。阳光电源在东南亚市场的份额同比提升 20 个百分点，上半年海外营收占比达 35%。​
四、挑战与未来趋势​
尽管行业发展态势良好，但仍面临一些挑战。关键材料方面，钒电解液、高端隔膜等依赖进口，受国际价格波动影响较大；标准体系方面，不同地区储能并网标准不统一，增加了企业跨区域运营成本；安全性方面，上半年发生 6 起储能电站火灾事故，推动行业加速完善消防技术和监管体系。​
展望未来，长时储能将成为竞争焦点，预计到 2026 年，8 小时以上储能项目占比将超过 30%。钠离子电池、固态电池等新型技术成本有望进一步下降，在特定场景实现对传统锂电池的替代。同时，储能与虚拟电厂、微电网的融合将不断加深，成为新型电力系统的核心枢纽。