中能观察丨独立储能的逆袭

　　在“十四五”的收官之年，我国储能行业交出了里程碑式的答卷。

　　根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2025年12月底，我国电力储能累计装机规模213.3GW，同比增长54%，其中新型储能累计装机144.7GW，占比超2/3，累计装机规模是“十三五”时期末的45倍。

　　具有颠覆性的是，行业的核心格局完成了“乾坤大挪移”——新型储能主要应用场景从用户侧主导转向独立储能领跑。这一结构性转变，意味着储能行业告别了政策驱动的规模扩张期，迈入市场化主导的高质量发展新阶段。

　　从“规模狂飙”到“质量深耕”，储能迈入转型深水区

　　完成了从“野蛮生长”到“精耕细作”转变的储能行业，已站在规模与质量并重、政策与市场协同的关键转型节点。

　　回溯发展历程，“十三五”时期我国储能市场以抽水蓄能为主导，新型储能还处于萌芽状态;而到“十四五”末，锂离子电池储能占比已飙升至65.8%，液流电池、压缩空气等多技术路线也开始并行发展，单一向多元化发展加速。

　　中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长陈海生告诉记者，2025年新型储能新增投运　66.43GW/189.48GWh，功率和能量规模同比分别暴涨52%和73%，新增规模首次突破100GW，展现出强劲增长韧性。

　　区域分布上，西部省份全面领跑，内蒙古自治区能量和功率装机规模双第一，直接超越美国加州成为全球储能装机第一大地区。全国Top10省份合计装机占比接近90%，形成鲜明的区域集聚发展态势。

　　市场层面，行业已从“政策补贴依赖”转向“市场化机制驱动”。2025年，新增储能相关政策869项，同比增长13%。电价政策和电力市场政策成为热点，管理规范类政策占比稳步提升，全国多数省份已顺利完成“十四五”规划目标。同时，招中标市场呈现新特征：EPC招标(不含集采/框采)标段数量同比增加4.5%，系统招标数量略有收缩，业主更倾向于“交钥匙模式”，反映出市场对一体化交付和风险管控的需求升级，行业正在向更成熟的商业模式演进。

　　独立储能58%占比登顶，用户侧为何退居二线?

　　从用户侧主导到独立储能逆袭登顶，这一转变绝非偶然，而是政策引导、市场需求与产业成熟度共同作用的必然结果。

　　政策赋能是核心驱动力。2025年，储能相关政策发布数量达869项，同比增长13%。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》(发改价格〔2025〕136号文)，明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件”。这一政策终结了自2017年开始推行的“配建储能”行政强制模式——此前20余个省区普遍要求新能源项目按　10%-20%功率配储(部分达30%)，但配储平均利用率仅17%-31%，“建而不用”导致资源严重浪费。

　　可以说，136号文的核心价值在于“还权于市场”：新能源业主可自主决定是否配储，而无需为获取并网资格被动承担储能成本，这使得“配建储能转独立储能”成为必然选择。如，河南省京能滑县　10　万千瓦风电项目配建的　50MW/100MWh　储能项目，在政策松绑后转为独立储能，通过容量租赁、峰谷套利实现效益增收。此类转型案例在全国范围内快速复制，直接推动独立储能项目数量激增。

　　市场需求结构发生深刻调整。过去用户侧储能主要依赖峰谷价差套利，2025年32个地区电网代购电平均价差降至0.616元/kWh，同比下降9.4%，价差收窄导致用户侧储能吸引力持续减弱。而随着新能源装机量持续增长，消纳压力日益凸显，独立储能凭借灵活调节能力，成为新能源配储的核心选择，2025年新能源配储占比保持稳定，与独立储能形成互补格局。

　　产业成熟度为场景转型提供坚实支撑。新型储能技术可靠性持续提升的同时，成本在快速下降。记者查阅CNESA DataLink全球储能数据库发现，2025年储能系统(磷酸铁锂系统，不含用户侧应用)采购中标价格在391.14元/kWh-913.00元/kWh区间，2h　EPC中标均价同比下降13.04%，让独立储能项目经济性显著凸显。以内蒙古某1GW/2GWh独立储能项目为例，其通过现货市场交易、备用容量补偿等多元方式，投资回收周期已压缩至6-8年，显著低于用户侧储能项目，成为市场投资的“香饽饽”。

　　此外，电网安全保障需求也推动独立储能加速上位。随着电力系统新能源渗透率提升，调峰调频、备用容量等需求激增，独立储能因其部署灵活、响应迅速的优势，成为电网灵活性资源的核心补充，2025年火储调频占比仅1.4%，进一步印证了独立储能在系统调节中的主导地位。

　　3.7亿千瓦目标下，储能解锁“技术多元+全球共赢”新剧本

　　展望“十五五”及更远期，陈海生表示，我国新型储能将由市场驱动发展，结合其绿色价值，不断拓展新的应用场景、创新商业模式，并推动产业向高质量发展升级。

　　装机规模将持续增长但增速趋缓，“量稳质升”成主线。CNESA预测，2030年新型储能累计装机有望突破3.7亿千瓦，虽然增速较“十四五”有所放缓，但庞大基数将带来可观绝对增量。

　　工商业储能将加速市场化进程，累计装机有望突破 30GW，收益模式将从“固定价差套利”转向“市场价差套利+需量管理+需求响应”的多元模式，盈利能力持续优化。

　　技术路线将向“多场景适配+长时化”深耕。目前行业已进入多技术并行阶段，“十五五”期间锂离子电池储能仍将主导市场，液流电池储能、钠系电池储能等将在长时储能场景实现规模化突破。储能平均时长将从2025年的2.58小时提升至2030年的3.47小时，长时储能成为发展关键期，以满足跨日调节、季节性调节等更高阶需求。

　　市场化程度将进一步深化，“动态运营+精准布局”成致胜关键。随着电力现货市场全覆盖，储能市场准入将更加宽松，收益结构将发生深刻转型：辅助服务收入占比下降，能源套利成为主导，容量补偿提供稳定支撑。未来项目成功将更多依赖动态运营能力和前瞻性区位布局，企业需精准把握区域政策差异和市场供需变化，才能在竞争中脱颖而出。

　　全球合作与生态协同成为必然趋势。未来我国储能企业将通过技术输出、项目合作等方式深度参与全球竞争，同时吸引国际优质资源落地，形成全球共赢的产业格局。

　　随着2025年应用场景的结构性转变，我国储能行业开启了市场化发展的新篇章。可以预见，随着技术创新持续推进、市场机制不断完善，储能将从电力系统“补充资源”逐渐转变为“核心资源”，为新型电力系统建设和“双碳”目标实现提供坚实支撑。

　　记者：莫非

　　来源：能源中国客户端