从跟跑到领跑、从配套到支柱：我国新型储能行业实现规模化应用全周期跨越

一、全球占比首次突破半数，我国新型储能完成从跟随者到引领者的身份跃迁，产业应用结构与空间格局同步优化

新型储能是指除抽水蓄能以外，以电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等可提供电力输出的新型储能技术，是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑技术。当前，全球新型储能行业保持高速增长态势。‌截至2025年底，全球新型储能累计装机已达278.7GW，同比增长68.5%，全年新增装机更是首次突破100GW，同比增长53%‌。

在全球增长浪潮中，我国新型储能行业在政策、技术与市场的多重驱动下，实现了跨越式发展：根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2026》数据，截至2025年底，我国新型储能累计装机规模达到144.7GW，同比增加85%，不仅首次突破100GW‌，整体规模达到“十三五”时期末的45倍；还‌首次占据全球市场半数以上份额，占比达51.9%，正式标志着我国储能产业已经从“跟跑者”成长为全球市场的“领跑者”。

数据来源：中关村储能产业技术联盟，观研天下整理

数据来源：中关村储能产业技术联盟，观研天下整理

伴随规模登顶全球，我国新型储能产业的应用结构与空间格局实现协同优化，产业发展质量持续提升。

应用结构方面，2025 年末我国新型储能应用格局完成关键性转变，行业主导应用主体发生明显更迭：此前用户侧储能以35% 占比位居首位，目前独立储能跃升为主力，占比提升至 58%。细分结构具体为：独立储能 58%、新能源配套储能约30%、用户侧储能回落至8%、火电储能调频占比1.4%。

在空间布局层面，新型储能产业集聚效应凸显，形成了清晰的区域发展格局。2025年我国新增投运新型储能项目中，排名前十的省市分别为内蒙古、新疆、云南、河北、广东、宁夏、青海、甘肃、江苏、浙江，上述省份新增装机规模均超过5GWh，合计占全国新增装机总量的比重接近90%，产业向优势区域集中的趋势十分明显。

从区域发展特征来看，西部能源富集省份成为产业增长的核心引擎，全面领跑全国新型储能发展。其中内蒙古表现最为突出，累计装机规模突破2000万千瓦，成为全球储能装机规模最大的省份；其次为新疆，装机规模突破1800万千瓦，资源富集区与用电负荷区联动驱动的空间格局基本形成。

二、战略地位升级，我国新型储能从能源配角跃升为国家战略性支柱产业

根据观研报告网发布的《中国新型储能行业发展现状分析与投资前景预测报告（2026-2033年）》显示，近年来我国新型储能产业实现高速发展，产业发展的底层逻辑正发生深刻变化：核心驱动力已从早期的行政强制约束逐步转向市场化内生动力，产业战略层级也随之持续提升。目前新型储能已连续三年（2024-2026年）被写入政府工作报告，正式从能源转型的“配套配角”，升格为支撑新型电力系统建设的国家战略性新兴支柱产业。

这一转型的核心支撑，来自两大政策共同搭建起产业市场化发展的制度框架，从根本上重塑了整个行业的发展逻辑：

2025年2月，国家发改委、能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（简称“136号文”），取消新能源项目强制配储要求，彻底打破储能作为新能源项目“成本项”的定位，将其推向市场化竞争的“价值项”，同时明确新型储能可作为独立主体自主参与电力现货市场，赋予储能完整的市场主体身份。

2026年1月，国家层面再出重磅政策，印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制，为储能电站锁定稳定收益预期，极大激发社会资本投资活力，被业内视为产业发展的“定心丸”。

上述两大核心政策的接连落地，标志着我国储能行业彻底告别了“强制配储”的政策驱动模式，正式迈入“市场化用储”的全新发展阶段，产业自主发展、良性发展的内生动力正在持续增强。

三、市场机制成型，我国新型储能行业实现从示范验证到规模化应用全周期跨越

当前，我国新型储能行业已完成技术示范、试点推广到规模化落地的全周期发展跃迁，产业成熟度稳居全球首位。2025年，我国新型储能新增装机达66.43GW/189.48GWh，功率规模、能量规模同比分别增长52%、73%，连续四年蝉联全球新型储能装机规模第一。与此同时，我国新型储能行业也迈入规范化、规模化、市场化的高质量发展新阶段。

一是收益体系完成结构性重构，市场化盈利模式日趋成熟。随着2026年114号文正式落地，长期制约行业发展的储能市场化机制短板得到补齐；叠加136号文与114号文的政策联动效应，在容量电价新规的明确指引下，行业原有收益结构进入加速重塑阶段：容量收益从传统商务租赁收益转向资产价值收益，电量收益从被动价差投机转向电网信号响应收益，辅助服务收益从零散补贴模式转向市场化竞标收益，最终将推动独立储能形成多元、稳健的成熟收益体系。

同时，受资源禀赋、电力需求、地方政策影响，各地储能收益结构呈现差异化特征。甘肃、内蒙古等能源富集区，新能源装机量大、调节需求高，但现货价差较小，以容量收益、辅助服务收益为主；江苏、山东、浙江等负荷中心，峰谷价差充足、套利空间大，电量收益占据主导。多元收益权重的灵活搭配，让储能市场化发展更适配区域电力系统需求。

我国新型储能行业已构建起“容量补偿+电量套利+辅助服务”的多元市场化收益体系

资料来源：公开资料，观研天下整理

二是技术迭代提速，行业从单一短时化走向多元长时化协同发展。“十四五”期间，我国储能技术产业格局实现颠覆性变革，彻底打破抽水蓄能单一垄断的行业格局，形成多技术路线并行发展、长时储能技术加速突破、新型储能规模化落地的全新发展态势。数据显示，“十三五”末我国抽水蓄能装机占比高达89.3%，储能结构高度单一；至“十四五”末，抽水蓄能装机占比大幅降至31.3%，新型储能装机占比突破三分之二，正式取代抽水蓄能成为我国电力储能的核心主体。

从当前储能装机技术结构来看，截至2025年末，锂离子电池凭借成熟的技术体系、完善的产业链配套，稳居市场主流，国内装机占比达65.8%。同时，熔融盐储热、液流电池、压缩空气储能、钠系电池等新型储能技术，依托长时续航、低成本、高安全等差异化优势实现多点技术突破，产业化落地进程持续加快，合计装机占比稳步提升，储能技术多元化发展格局基本成型。

如2025年我国熔盐储热新增装机1.4GW/8.8GWh，同比增长17.6%（功率）/66.8%（容量），占新型储能总装机的2.2%（功率）/4.5%（容量），成为除磷酸铁锂电池储能外的第一大技术路线，新增项目主要为8小时及以上长时储能项目，主要服务于光热、风光大基地和电网侧调峰场景。液流电池储能新增装机1.1GW/4.7GWh，同比增长36.7%（功率）/44.5%（容量），占比1.7%（功率）/2.4%（容量），其凭借强可扩展性、长循环寿命和高安全性等特征，正成为长时储能较具工程可行性的技术路线之一。

储能时长持续提升，成为行业高质量发展的核心趋势。2021-2025年，我国新型储能平均时长从2.11小时稳步增长至2.58小时，储能系统调峰保供能力持续增强。2026年起，行业储能时长升级节奏将大幅提速，预计2030年新型储能平均时长将提升至3.47小时。长时储能技术的规模化突破与普及，将进一步强化新型储能对电力系统的调峰、调频、保供支撑能力，有效破解新能源消纳难题，助力行业实现规模化、高质量、可持续发展。

数据来源：公开数据，观研天下整理

四、转型困境凸显，我国新型储能三大应用场景商业模式遭遇发展瓶颈

不过，在市场化改革深化过程中，新型储能原有盈利模式持续承压，电源侧、用户侧、电网侧三大核心场景均面临转型难题，行业尚未形成成熟稳定的市场化收益体系，产业分化态势持续加剧。

电源侧储能：政策退坡后回报机制缺失。电源侧储能包含新能源、煤电、气电配储三类形式，发展困境各有不同。新能源场站配建的储能与发电企业被视为同一结算主体，其收益高度依赖与场站捆绑的电力市场现货套利。取消强制配储后，新能源企业不再被强制要求配置储能，增量项目投资意愿大幅下降:而在峰谷价差 0.2~0.4元/千瓦时、年充放电约300次的边界条件下，存量配储项目仅靠现货套利亦难以覆盖投资成本。煤电配储依托煤电容量电价拥有固定收益基础，但市场化收益完全依赖地方辅助服务补偿标准，区域差异极大。虽然受益于煤电容量电价机制，2026年起煤电通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，这为煤电配储提供了相对稳定的收益基础，但其市场化收益仍依赖辅助服务市场补偿标准。气电配储受各地政策不一影响，发展水平参差不齐、规模化不足。目前山东、河南等省份已探索推动存量配储项目转为独立储能，尝试破解盈利难题。

用户侧储能：传统盈利模式持续弱化。用户侧储能分为工商业与户用储能两大细分领域。工商业储能传统盈利核心为峰谷价差套利，但2025年多地压缩价差空间，江苏、浙江峰谷价差分别收窄25%、39%，传统盈利路径大幅受阻。而容量电费节省、需求响应、虚拟电厂聚合等新增收益规模有限，项目经济性高度依赖地方电价政策。目前，户用储能以“户用光储”配套模式为主，收益来源单一，主要依靠光伏自发自用、应急备电，仅可通过少量需求响应获取额外收益，整体对政策补贴依赖度极高，自主盈利能力薄弱。

电网侧独立储能：收益稳定性不足。作为当前新型储能主力形态，独立储能收益包含容量租赁、电量套利、辅助服务三类，但稳定性普遍不足。容量租赁收益随强制配储政策退坡，市场需求下滑、租赁价格持续承压；电量套利收益受电价波动影响，不确定性极强；辅助服务收益完全依赖地方调度规则与调用频次，无统一标准。

在114号文落地前，国家层面长期缺乏统一的独立储能容量补偿机制，各地试点标准、适用范围、资金来源各不相同，行业缺乏稳定收益预期，严重制约产业长期良性发展。随着国家级容量电价机制落地后，电网侧储能收益短板逐步补齐，该机制也将成为破解行业困境、推动产业规范发展的核心抓手。（WW）