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观察 | 陈海生：2030年新型储能装机或突破3.7亿千瓦
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“截至2025年12月底，中国电力储能累计装机213.3GW，同比增加54%，新型储能占比超过2/3；中国新增新型储能累计装机规模首次突破100吉瓦，累计装机规模是“十三五”时期末的45倍。”在1月22日召开的“CNESA Datalink2025年度储能数据发布暨储能国际峰会暨展览会2026年新闻发布会”上，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/研究员陈海生表示。
会议期间，陈海生对2025年新型储能产业发展情况进行了全面总结，内容涵盖新型储能在“十四五”期间的发展里程碑、项目规模、招中标市场、产业发展、政策环境及市场展望六大板块。
陈海生预测，展望”十五五“，增速虽然放缓，但庞大的基数仍将催生可观的绝对增量，预计2030年累计装机有望达到3.7亿千瓦以上；工商业储能继续保持稳定增长态势，累计装机有望突破30吉瓦。
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新型储能项目规模创新高
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图1：中国电力储能累计装机规模分布情况（单位：GW%）
数据来源：CNESA DataLink全球储能数据库
2025年，新型储能项目规模亮点突出。
陈海生在会上指出，一是新增投运规模创新高，达66.43吉瓦/189.48吉瓦时，功率规模和能量规模同比增加52%、73%；功率规模接近抽水蓄能累计装机规模达66.76吉瓦，能量规模超过历史累计能量规模。
二是并网节点发生变化，受政策调整影响，前移至“5.31”，2025年5月新增投运项目规模刷新历年月度新高，达到11.59吉瓦/29.81吉瓦时，占比17%，同比增加413%、492%。“十四五”时期，年均储能时长持续增长，2025年新增装机平均储能时长较2020年增长58%。
三是年均储能时长持续增长，2025年新增装机平均储能时长较2020年增长58%，“十四五”时期新增投运储能装机平均时长2.59小时，较“十三五”时期新增装机平均时长增加21%。2025年新增投运项目平均时长2.85小时，2—4h项目数最多，4h+项目数增长显著，同比增长44%。
四是应用分布仍以独立储能和新能源配储为主，二者新增合计装机近60吉瓦，创历史新高，同比增加50%，独立储能新增装机42吉瓦，同比增加59%。
五是省份分布，Top10省份装机规模均超5吉瓦时，合计装机占比接近90%；西部省份全面领跑，内蒙古能量和功率装机规模双第一，云南首次进入Top10。
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中标均价呈出波动下行趋势
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图10：2025年中国独立储能市场机制政策地图2025数据
来源：CNESA DataLink全球储能数据库
进入“十四五”以来，新型储能发展加速，特别是2025年《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，以下简称“136号文”）的发布，不仅奠定了政策基调，也影响了招中标市场的走向。
政策环境方面，一是规划引领项目布局。截至2025年底，全国各省新型储能“十四五”规划目标总规模超91.6吉瓦，从已落实装机情况看，全国多数省份完成“十四五”规划目标。
二是产值目标推动产业落地。近30个省及地市提出的2025年产值目标总规模超3万亿元，部分省份提出2027年省级规划产值目标，较2025年新增约1.9万亿元，2030年产值目标将较2027年再增2.3万亿元。
三是工商业储能向市场化迈进。2025年初，136号文推动了新能源全电量入市，年底中长期规则取消了市场化用户人为分时电价，可以预见，接下来用电负荷侧也将逐步进入市场，2026年工商业储能将逐步向市场化迈进。分时电价方面，多地衔接现货市场调整时段划分和计价范围，价差普遍收窄，短期来看大部分地区存在利空影响；电网代购电价格方面，32个地区平均价差为0.616元/kWh，同步下降9.4%。
陈海生进一步指出，与此同时，国家鼓励10kv以上工商业用户需直接参与市场，逐步缩小代购电用户范围。因此，未来，工商业储能的价差收益将由实际的市场供需决定，仅依赖固定的价差套利模式将不可持续。展望“十五五”，工商业储能继续保持稳定增长态势，收益更加多元，由单一的“固定价差套利”向“波动的市场价差套利+需量管理+需求响应”转变。
招中标市场方面，一是储能系统招标数量收缩，EPC招标数量增加。根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年储能系统招标（不含集采/框采）标段数量690个，同比减少10.4%，EPC招标（不含集采/框采）标段数量1536个，同比增加4.5%。2025年非集采/框采市场的建设偏好发生变化，业主更倾向于一体化交付、风险外包的“交钥匙模式”模式。
二是中标节奏趋于理性。新型储能中标数量基本持平甚至略降，从“多项目”向“优项目”过渡；单体项目规模显著提升，行业正向吉瓦级(GWh)大项目迈进；行业集中度提升，中标企业数量下降，行业经历调整，市场份额向优势企业集中。
三是EPC中标价格波动下行。2025年，储能EPC中标价格分化显著，区间覆盖广，受时长、技术要求区域规模、施工、招标范围边界等多重因素影响，2h储能EPC中标均价为1043.82元/千瓦时，同比下降13.04%；4h储能EPC中标均价为935.40元/千瓦时，同比下降8.19%。
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“十五五”增速放缓或成定局
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图3：中国新型储能累计装机规模预测（单位：GW）
“十五五“时期，新型储能发展趋势如何？
陈海生预测，政策方面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。
装机规模方面，历史数据显示中国新型储能已进入快速增长期。5年以来，新型储能累计装机超过40倍。随着基数变大，“十五五”增速放缓成为定局。CNESA预计，在经历前期爆发式增长后，行业将进入增速换挡期。2026~2030年，保守与理想场景的年均复合增长率分别约为20.7%和25.5%，表明尽管增速放缓，但绝对增量依然显著。行业正从政策驱动向市场驱动的高质量发展阶段过渡。
收益模式方面，储能收益受多重因素影响，市场准入与电价差是确定性高的核心变量。未来收益结构将显著转型，辅助服务收入因市场饱和快速下滑，随风光渗透率提升，价差有望扩大，能源套利成为主导，容量补偿提供稳定支撑但占比略降。未来项目成功取决于动态运营与前瞻性区位布局。
储能时长方面，根据CNESA统计，新型储能平均时长在2021~2025年呈缓慢上升趋势，由2.11小时逐步增至2.58小时。2026年起，时长提升明显加速，预计至2030年累计装机的平均时长将达到3.47小时。这反映了储能技术持续进步。与市场对长时储能需求的增强，行业正朝着能量时移、系统调节等更注重能量容量的应用场景深化发展。
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本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系本刊记者。版权所有，如需转载、使用或翻译成其他语言，需经本刊同意并注明出处。
编辑：王馨垚
审核：李丽萍
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