7月16日，中國電力企業聯合會電動交通與儲能分會發布《電化學儲能行業發展報告2025》（簡稱《報告》）。其中顯示，2024年電化學儲能運行效率與商業價值實現 “雙突破”，平均轉換效率達88.75%。

《報告》分析了9個省份獨立儲能運營模式，以江蘇為例，“充放電價差+頂峰補貼+容量租賃+儲能補貼”模式，50MW/100MWh獨立儲能電站7-12月總收益1300萬元。

此外，《報告》還創新開展了731座電化學儲能電站關鍵設備質量調研。電站層面，2024年轉換效率低于國家標準要求的電站占調研電站的18%；充電/放電能量保持率低于80%的電站占調研電站的14%。電池層面，2024年存在電池模塊更換的電站占調研電站的16%，更換電池模塊數量占總數的0.16%；因電池一致性等問題給電芯補電的電站占調研電站的30%，補電電芯數量占總數的0.05%。變流器層面，2024年存在變流器元器件更換的電站占調研電站的20%，主要更換原因包括設備質量缺陷、變流器硬件故障、電氣故障等原因。消防設施層面，消防設施聯動功能不完備的情況，占調研電站的5%。

原文如下：

近年來，新型儲能尤其電化學儲能發展日新月異，并且產業市場廣闊，發展潛力巨大。中國電力企業聯合會電動交通與儲能分會聯合國網新能源云技術有限公司、“儲能與電力市場”公眾號等共同編纂形成了《電化學儲能行業發展報告2025》（簡稱《報告》），從政策環境、市場發展、運營模式、安全管理、標準建設等維度，全面分析了行業現狀，并展望未來趨勢，為企業戰略制定、行業研究提供參考。

《報告》主要內容如下：

PART.01

歸納整理2024年國家和地方儲能政策，并給予解讀

2024年，我國電化學儲能行業迎來政策“強支撐”。“發展新型儲能”首次寫入《政府工作報告》，《中華人民共和國能源法》更將“推進新型儲能高質量發展”納入了法律框架，從國家層面確立了儲能在新型能源體系中的核心地位。

政策紅利不止于頂層設計。2024年全國各區域累計出臺超1000項儲能相關政策，從儲能配置要求、電力市場參與機制，到電價補貼、需求響應規則，形成了“國家框架+地方細化”的全鏈條政策體系，推動行業加速從“政策驅動”向“市場化運營”轉型，為儲能商業化按下“加速鍵”。

《報告》歸納整理了2024年國家以及地方的相關政策情況，方便讀者查閱。

《報告》摘錄：《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》

政策：明確推動各類經營主體公平參與輔助服務市場，確定按照“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”的總體原則，不斷完善輔助服務價格形成機制。

解讀：現貨市場與調峰輔助服務市場融合、輔助服務市場和現貨市場聯合出清的說明，明確了各類電力市場的銜接問題，為未來儲能參與各類電力市場的規則制定奠定基礎。與此同時，該通知或將使調峰、調頻市場面臨補償收益下降的風險。通知規定，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價；調頻性能系數原則上不超過2，調頻里程出清價格上限不超過15元/MW，采用基于調頻里程的單一制價格機制。在此規定下，陜西、新疆等地原本制定的0.5元/kWh 以上的調峰報價上限將面臨大幅降低，調頻等性能指標的限價也將降低靈活性調節資源的優勢。目前，調峰、調頻是儲能最主要參與的兩個輔助服務，儲能的輔助服務收入也因此面臨降低的風險。

PART.02

統計了2024年電化學儲能發展情況、技術路線對比和設備廠商分布

《報告》依托國家電化學儲能平臺，統計分析了2024年電化學儲能的發展情況。截至2024年底我國累計投運電化學儲能電站達1473座，總裝機規模62.13GW/141.37GWh，其中17個省份累計裝機超1GW，區域布局呈現“多點開花”態勢。

此外，《報告》還從技術路線（鋰離子電池、鈉離子電池、液流電池、鉛炭電池），主要設備廠商分布等角度進行了統計分析。

值得關注的是，2024年新增電站中百兆瓦級以上大型項目占比74.16%，新疆、內蒙古等地吉瓦時級電站陸續投運，標志著電化學儲能單站邁向“吉瓦時時代”。

技術路線上，行業呈現 “主流穩固、多元突破” 的特征。鋰離子電池以 96.03%的市場占比穩居主導地位，其中磷酸鐵鋰電池占比達99.91%，憑借安全性與經濟性成為市場首選。

而技術多元化探索成效顯著：全釩液流電池、鉛炭電池進入示范及初步商業應

用階段，鈉離子電池也啟動示范項目，為特定場景提供了差異化解決方案。

《報告》對各類技術的發展現狀、成本波動與應用潛力進行了深度解析，為行業技術選型提供了科學依據。

PART.03

對江蘇、寧夏等9個省份的獨立儲能運營模式進行了分析

2024年電化學儲能行業運行效率與商業價值實現 “雙突破”。全年平均利用小時數達911h，較2023年提升約300h，浙江、江蘇、廣東等8個省份更是突破1000h，顯示儲能設備利用率大幅提升。能效水平同樣亮眼，平均轉換效率達88.75%，電網側綜合效率達81.71%，技術迭代與運維優化成效顯著。

商業模式方面，獨立儲能成為“收益標桿”，通過充放電價差套利、輔助服務、容量租賃等多元方式實現收益突破。

《報告》主要分析了江蘇、寧夏、廣西、內蒙古、廣東、山東、河北、云南、甘肅9個省份獨立儲能運營模式，給讀者提供運營分析思路。

《報告》摘錄：江蘇獨立儲能主要收益模式分析

情況：江蘇獨立儲能主要收益模式為“充放電價差+頂峰補貼+容量租賃+儲能補貼”。以江蘇某50MW/100MWh獨立儲能電站為例，2024年（7—12月）項目總收益1300萬元，其中充放電價差收入580萬元，容量租賃收入80萬元（租賃容量38.96MWh），頂峰補貼收入640萬元。

分析：

①充放電價差。獨立儲能在迎峰度夏（冬）期間充電不結算電費，非迎峰度夏（冬）期間充電按60%燃煤基準價結算，放電均為省燃煤發電基準價。即迎峰度夏（冬）期間（1月、7—8月、12月）價差約0.391元/kWh，非迎峰度夏（冬）期間價差約0.1564元/kWh。此外，2024年12月江蘇省發展改革委、能源監管辦發布了《關于開展2025年電力市場交易工作的通知》，獨立儲能可作為市場主體參與電力市場交易，2025年6月江蘇現貨市場進入長周期結算試運行。

②頂峰補貼。迎峰度夏（冬）期間依據獨立儲能上網電量給予逐年退坡頂峰費用支持，2023年至2024年0.5元/kWh，2025年至2026年1月0.3元/kWh，頂峰費用從尖峰電價資金中列支。

③容量租賃。容量租賃也是江蘇獨立儲能項目主要收益模式之一，江蘇省政府部門未出臺容量租賃指導價格，相關價格和費用由各投資主體自主協商確定。

④地市補貼。南京、蘇州、無錫、溧陽等多個市區發布了儲能投資補貼或放電補貼政策，疊加地市補貼獨立儲能收益增厚。

PART.04

歸納2024年全球安全事故、國行標情況

《報告》依托國家電化學儲能平臺統計顯示，2024年電化學儲能電站整體安全運行良好，未發生重大安全事故，可用系數達0.98，電站關鍵設備、系統以及集成安裝質量問題是導致電站非計劃停運的主要原因。

安全是儲能行業的生命線。2024年全球范圍內發生了多起鋰電池工廠及儲能系統相關的安全事故，《報告》對8起安全事故進行了介紹，為大家提供參考。

此外，《報告》還創新開展了731座電化學儲能電站關鍵設備質量調研，從電站層面、電池層面、變流器層面等進行了統計介紹。

《報告》摘錄：產品質量調研（部分）

整體來看，電站層面2024年轉換效率低于國家標準要求的電站占調研電站的18%；充電/放電能量保持率低于80%的電站占調研電站的14%。電池層面2024年存在電池模塊更換的電站占調研電站的16%，更換電池模塊數量占總數的0.16%；因電池一致性等問題給電芯補電的電站占調研電站的30%，補電電芯數量占總數的0.05%。變流器層面2024年存在變流器元器件更換的電站占調研電站的20%，主要更換原因包括設備質量缺陷、變流器硬件故障、電氣故障等原因。消防設施層面消防設施聯動功能不完備的情況，占調研電站的5%。

當前我國儲能領域步入關鍵的標準化發展階段，標準體系基本完備，涵蓋基礎通用、規劃設計、施工及驗收、運行與維護、檢修、設備及試驗、安全環保、技術管理等方面。2024年全國電力儲能標委會發布電化學儲能相關國家標準18項、行業標準3項。《報告》也對系列標準進行了列舉，方便查閱參考。

PART.05

對行業未來趨勢作出預判

隨著市場機制完善，儲能裝機增速將更貼合實際需求，行業從“規模擴張”轉向“質量優先”；大型化與長時化成為明確方向，4h及以上長時儲能占比將持續提升；在利用效率提升與商業模式成熟雙重驅動下，儲能盈利空間逐步打開；構網型儲能需求增長將推動技術路線進一步多元化；安全管理將邁向更精細化、智能化的新階段。

《電化學儲能行業發展報告2025》不僅是2024年我國電化學儲能行業的“成長答卷”，更致力于成為服務行業高質量發展的“導航圖”。