（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

国网能源研究院日前发布的《新型储能发展分析报告（2025）》（以下简称报告）表示，展望未来，新型储能将保持稳步增长态势，呈现出中短时和长时储能全面发展的多元化技术路线，对于电力系统的调峰、顶峰、爬坡、长周期等调节需求发挥的作用将愈发凸显。

新型储能保持平稳较快发展态势。报告显示，截至2025年9月底，我国新型储能装机规模达到1.03亿千瓦，与“十三五”末相比增长超30倍。其中，国家电网经营区在运新型储能总装机规模8314.6万千瓦，平均充放电时长2.43小时。预计2025年底新型储能全国装机规模将突破1.15亿千瓦。

新型储能电站利用水平不断提升。报告显示，2025年1至9月，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增长120小时。国家电网经营区新型储能综合利用小时数869小时，略低于抽水蓄能。

从应用成效看，报告指出，国网经营区新型储能可调最大电力6423万千瓦，近3座三峡电站容量，夏季晚高峰平均持续放电2.4小时。江苏、山东等地集中调用新型储能最大放电功率分别达714万千瓦、804万千瓦，调用同时率达到95%以上，发挥了顶峰保供作用。

新型储能参与市场规模逐步增加。报告认为，2025年1至9月，累计参与市场交易的新型储能电站规模1887万千瓦，占新型储能总装机规模22.7%，全部为电网侧储能。

在技术路线方面，报告认为，新型储能技术路线呈现“多元协同、多点突破”格局，各路线技术迭代提速、成本持续下行，规模化应用进程稳步推进。“十五五”期间，锂离子电池仍是主要技术类型，并向高性能、高安全方向演进。长时储能技术迎来突破，为提升综合效能，“混合储能”与“分时复用”模式将得到发展。

“2025年新能源全面入市加剧电力市场价格波动，为储能提供盈利空间。储能参与各类市场交易机制逐步完善，明确加快建立调节性资源市场化容量补偿机制。”报告认为，推动储能在虚拟电厂、零碳园区、绿电直连、源网荷储一体化等新模式新业态应用，促进储能与新能源全方位融合，鼓励储能与新能源联合参与市场、一体化调用。

从商业模式经济性看，报告认为，新能源全面入市后，随着现货价差持续拉大与储能成本逐步下降，新能源主动配储将有助于提升项目整体经济性；独立储能收益从“依赖租赁”到“多元市场收益”转变，增量项目丧失原有租赁收益。用户侧储能主要通过峰谷套利、需量管理等为用户降低用电成本。同时，作为新型电力系统中衔接多元主体的关键枢纽，用户侧储能在虚拟电厂、绿电直连、源网荷储一体化场景中发挥着不可替代的作用。