“十四五”期间，我国新型储能装机规模增长近30倍，截至2025年上半年已达到9491万千瓦，相当于为新型电力系统配上了“巨型充电宝”。这一增长势头在“十五五”期间将进一步加速。

随着2025-2027年新型储能规模化建设行动方案的实施，未来三年全国将新增新型储能装机容量超过1亿千瓦，到2027年总装机达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。

政策红利集中释放

“十五五”时期，新型储能发展迎来政策红利密集释放期。国家层面连续出台多项关键政策文件，为储能行业描绘了清晰的发展蓝图和实施路径。

2025年9月，国家发改委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设行动方案（2025—2027年）》，明确提出了未来三年新型储能规模化发展的目标、重点任务和保障措施。

该文件积极回应了新型储能行业关切，提出了推动新型储能发展的五方面举措：促进应用场景拓展、提升利用水平、引领创新融合、加强标准体系建设、加快市场机制完善。

紧随其后，国家能源局发布《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》，提出因地制宜建设“源网荷储”协同控制的矿区智能微电网，推动矿区光伏风电、瓦斯发电、多元储能、智慧能源管控系统等一体化开发运行。

在市场价格机制方面，湖北省率先发布了新型储能价格机制政策，明确对电网侧独立储能给予容量电费补偿，容量电价暂按165元/千瓦·年确定，疏导方式为计入系统运行费，由全体工商业用户分摊。

此外，宁夏、湖北、福建、贵州、河北、内蒙古、黑龙江、北京等8个省市在各自的“十五五”规划中也明确提出大力发展新型储能，加快构建新型电力系统。

其中《湖北省储能体系建设方案（2025-2030年）》提到，新型储能全省装机2027年达到500万千瓦，2030年达到800万千瓦。

装机规模与电池需求预测

“十五五”时期，我国新型储能装机规模将继续保持快速增长态势。根据工信部装备工业发展中心发布的《新型储能技术发展路线图（2025—2035年）》，到2030年，新型储能产业将实现全面市场化发展，全国新型储能装机超过2.4亿千瓦；到2035年，这一数字将超过3亿千瓦。

这一预测与电力规划设计总院党委书记胡明的判断基本一致。他预判，为满足2030年全国13万亿千瓦时以上用电需求，促进28亿—30亿千瓦时左右新能源消纳，“十五五”时期全国新型储能装机规模有望达3亿千瓦。

从年度新增量来看，2025-2027年将是新型储能装机的高速增长期。根据《新型储能规模化建设行动方案（2025—2027年）》，三年内全国新增装机容量将超过1亿千瓦，年均新增约3330万千瓦。

按应用场景划分，电源侧储能仍将占据主导地位。在“沙戈荒”大型新能源基地外送要求清洁电量占比不低于60%的背景下，为满足基地新能源送出要求，需要配置的新型储能规模将大幅增加。

电网侧储能将以独立储能为主，成为电力保供、系统调节的重要手段。大容量压缩空气储能、重力储能等物理储能技术成熟度和经济性有望进一步提升，特别适用于电网侧储能应用。

负荷侧储能将支撑各类用户灵活低碳用能，虚拟电厂、绿电直连、源网荷储一体化等创新应用模式将不断涌现。

在电池需求方面，按1.8亿千瓦装机容量、平均储能时长2小时计算，到2027年，新型储能电池需求将达到36GWh。考虑到实际配置中储能时长可能延长至2-4小时，实际电池需求可能更高。

细分市场机会分析

“十五五”期间，新型储能将在电源侧、电网侧和用户侧三大场景中释放出巨大的市场机会。

电源侧：大型新能源基地配套储能

电源侧储能仍将是最大的市场。在“沙戈荒”大型风电光伏基地，为满足清洁能源外送要求，配套储能将成为刚性需求。华能集团在甘肃建设的千万千瓦级多能互补综合能源基地，配置了60万千瓦/120万千瓦时储能项目，年消纳新能源电量8.4亿千瓦时。

煤电配套储能也是电源侧的重要市场。《新型储能规模化建设行动方案（2025—2027年）》提出，在电源侧要加快推动系统友好型新能源电站建设，并通过合理配置储能提升煤电等常规电源调节能力。

电网侧：独立储能与电网替代型储能

电网侧储能市场空间广阔。《行动方案》提出，在电网关键节点和配电网应用，创新性探索电网替代型储能设施建设，鼓励构网型储能应用。

在输电走廊紧张的中心城区、电网末端、偏远地区，以及临时性、季节性负荷过载的地区，通过建设新型储能可有效缓解输电阻塞，提升电网末端供电能力，替代输配电设施投资。

电网侧独立储能电站的商业模式也在不断创新。广东独立储能电站在南方电力现货市场成功完成首个月份31天的交易，标志着我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，开辟了独立储能价格机制和商业模式的市场化新路径。

用户侧：多元化应用场景创新

用户侧储能应用场景最为丰富。工业园区、算力设施、分布式光伏、通信基站等场景的需求持续增长。虚拟电厂、绿电直连等创新模式为用户侧储能带来了新的商业机会。

山东、青海等地推进的“共享储能”模式，将储能站与发电站的传统“一对一”关系调整为“一对多”关系，探索出新的租赁共享机制。湖北出台的价格政策明确，用户侧储能与所属用户用电执行同价，虽然暂不另行制定价格政策，但为用户侧储能发展提供了政策确定性。

行业挑战与高质量发展路径

新型储能在快速发展的同时也面临着诸多挑战。安全问题是行业可持续发展的底线。据统计，截至2025年5月，全球已发生167起储能起火、爆炸事故。随着储能系统调用频率提高，安全风险进一步加大。

行业恶性竞争问题突出。宁德时代董事长曾毓群指出，3年间，储能系统均价下跌约八成，近期某集采项目的中标价格甚至低过0.4元/瓦时，严重偏离成本。恶性低价导致减料减配，为行业埋下质量和安全隐患。

技术同质化问题显现，在资本加持下，不少企业选择走抄袭和复制的捷径。部分企业不在研发上发力，只在产品参数上做文章，在质保、寿命上“拍脑袋”，导致部分项目的实际运行寿命远低于承诺，甚至不到承诺时间的25%。

面对这些挑战，构建创新型产业生态成为关键。曾毓群提出四方面建议：坚守储能安全底线、构建实证可信的市场环境、加强知识产权保护、面向零碳未来进行创新。

高质量发展还需要完善市场和价格机制。湖北省率先建立的容量补偿机制为全国提供了借鉴，容量电价暂按165元/千瓦·年确定，容量电费根据容量电价和可用容量分月计算。

同时，需要推动新型储能全面参与电力市场。《行动方案》提出，鼓励新型储能全面参与电能量市场，引导其参与辅助服务市场，加快新型储能价格机制建设。

未来，行业将经历一轮大浪淘沙。那些掌握核心技术、具备创新能力的企业将脱颖而出。

“十五五”末期，当长时储能技术实现突破，储能成本进一步下降，新能源发电将逐步成为主体电源，占比超50%。新型储能作为能源转型的关键支撑，正在开启一个全新的能源时代。

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