1、新型储能下游应用定义及场景
从电力系统角度看，我国储能下游主要应用于三大场景：电源侧、电网侧和用户侧。分类基于国家能源局于 2021 年 9 月发布的《电网公平开放监管办法》。
电源侧储能：装设并接入在常规电厂风电场、光伏电站等电源厂站内部的储能设施。
电网侧储能：在专用站址建设，直接接入公用电网的储能设施。电源侧储能、电网侧储能接入电网参照常规电源接入电网。
用户侧储能：在用户内部场地或邻近建设的储能设施，接入电网参照分布式发电接入电网。
电源侧储能（也称发电侧或供电侧储能）主要建设在火电厂、风电厂、光伏电站等发电侧场所，是提升电力系统安全稳定运行的核心配套设施。其核心价值包括：平滑风电、光伏等可再生能源出力波动，提升新能源并网友好性与消纳能力，减少弃风弃光；参与电力调峰、系统调频及辅助动态运行，助力发电企业提升运营效率与收益。主要应用场景为可再生能源项目配储、火电机组调频，客户群体以发电企业为主。
电源侧储能应用场景
可再生能源平滑出力： 建设储能电站平抑可再生能源发电出力波动，对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制,满足并网要求。
促进可再生能源消纳： 在资源充足时存储可再生能源多余发电量，资源不足时释放，有效缓解新能源电站弃风、弃光问题。
电力调峰： 发电厂在用电负荷低谷时段充电，高峰时段放电，实现用电负荷削峰填谷。
系统调频：频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响储能，电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调遭系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。
辅助动态运行： 与传统机组结合,辅助动态运行,提高传统机组运行效率。
近年来，我国风电、光伏装机规模不断扩大，新能源配储已成为保障电网稳定、促进新能源消纳的关键举措。根据国家能源局的统计，截至 2024 年 12 月末，我国风电累计装机 5.21亿千瓦（同比增加 18%），光伏累计装机 8.87 亿千瓦（同比增加 45.2%）。截至 2025 年 8 月末，我国风电累计装机 5.79 亿千瓦（同比增加 22.1%），光伏累计装机 11.17 亿千瓦（同比增加 48.5%）。受自然条件影响，风电、光伏电站经常出现出力不均衡和弃风弃光的情况，电源侧储能配置具有推动可再生能源并网、参与辅助服务、提高输电线路的输电能力、保障电网安全稳定。自 2020 年起，多地明确要求新能源项目并网应配置一定比例的储能设施。2025 年“136号文”发布后，“新能源强制配储”政策正式终结，我国新能源与储能行业的发展动力机制由此从行政强制转向市场主导。
火电配储能是指将火电机组与储能系统相结合，通过协同运行提升火电机组对电网的调频、调峰能力，增强电力系统的灵活性与稳定性。技术原理上，新型储能系统（如电化学储能、飞轮储能）可实现毫秒至秒级的快速功率响应，从而与火电机组形成“快慢结合、优势互补”的协同运行模式。从应用规模来看，截至 2024 年 12 月末，全国火电机组装机容量累计达 14.44亿千瓦（同比增长 3.8%）。截至 2025 年 8 月末，火电装机容量进一步增长至 14.94 亿千瓦（同比增长 5.5%）。火电配储的附加价值包括：减少火电机组因频繁调节造成的设备磨损、延长机组寿命、降低额外煤耗，提升电厂运行可靠性和安全性。
电网侧储能是接入电力系统、接受电力调度机构统一调度，用于响应电网灵活性需求、发挥系统性调节作用的储能资源。其核心功能为提供调峰、调频、备用电源等电力辅助服务，可拓展独立储能等创新模式，根本目标是维护电力系统安全稳定运行、保障电能质量。伴随新能源发电占比提高和用电负荷结构变化，电网复杂性日益提升，升级改造需求显著增强。2021 年初我国出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出构建以新能源为主体的新型电力系统，推动电力行业转型向服务新能源方向发展。电网侧储能重点布局调峰调频服务，利用快速响应特性参与辅助服务，并通过配电网侧配置增强系统韧性，主要应用场景包括建设独立储能电站、变电站配套储能设施等，客户以电网公司为主。
用户侧储能是为降低用电成本、提升供电可靠性而建设的储能系统，核心功能包括峰谷电价套利、需量电费管理、需求响应、应急备用电源。其运行逻辑为：在电网谷段或平段充电，峰段或尖峰段放电，优化用电成本；电网故障时提供持续电力，增强用电稳定性。
用户侧储能主要分为工商业储能与家庭储能，目前我国以工商业应用为主，覆盖工业园区、数据中心、通信基站、大型商业综合体等场景。用户可借助分时电价机制实现峰谷套利，并结合分布式光伏、充电桩构建光储充一体化系统，提升能源自用率与经济性；在偏远地区，储能可与微电网结合，为离网区域提供稳定电力，同时逐步拓展至 5G 基站、数据中心等高可靠性用电新场景。
政策层面，2021 年 7 月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确系统峰谷差率超 40% 的地区，峰谷电价价差不低于 4:1，其他地区不低于 3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮不低于 20%，推动各地健全尖峰电价机制，引导用户削峰填谷。随着电力市场化改革深化，用户侧储能正以多元化模式参与电力市场交易，上海、江苏、北京、浙江等地已落地光储一体、充储一体、智能微电网等商业项目，成为储能应用热点领域。
2、新型储能盈利模式
电源侧储能。电源侧储能以火储联调储能、新能源配建储能、共享储能为主。其中，火储联调储能主要以参与调频辅助服务市场获益，运行以快速浅充浅放为主，调用频次高，是当前经济性较高的储能应用之一。新能源配建储能主要通过纳入新能源成本、减少弃电量、增加电费收入及考核支出等方式疏导投资成本。共享储能主要通过新能源企业容量租赁、政府财政容量补贴等方式覆盖建设成本，通过充放电价差、参加辅助服务市场以获取收益。
电网侧储能。电网侧储能以独立储能和电网替代型储能为主。独立储能以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，已成为储能项目增长主力，主要收益来自参与电力市场，包括容量租赁、电力现货交易、调峰调频补偿等，但容量电价机制尚不明确。
用户侧储能。用户侧储能主要分为工商业储能和户用储能。国内主要集中在工商业用户，主要依靠峰谷价差获取收益，也可以通过参与需求响应获得相应收益，同时可作为备用电源使用。
新型储能下游应用主要盈利模式
电源侧：以火储联调储能、新能源配建储能、共享储能为主。火储联调储能主要以参与调频辅助服务市场获益。新能源配建储能主要通过纳入新能源成本、减少弃电量、增加电费收入及考核支出等方式疏导投资成本。共享储能主要通过新能源企业容量租赁、政府财政容量补贴等方式覆盖建设成本，通过充放电价差、参加辅助服务市场以获取收益。
电网侧：以独立储能和电网替代型储能为主。独立储能以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，已成为储能项目增长主力，主要收益来自参与电力市场，包括容量租赁、电力现货交易、调峰调频补偿等，但容量电价机制尚不明确。
用户侧： 分为工商业储能和户用储能。国内主要集中在工商业用户，主要依靠峰谷价差获取收益，也可以通过参与需求响应获得相应收益，同时可作为备用电源使用。
3、 新型储能下游应用场景发展现状
我国新型储能主要分布在源网侧。从 2024 年储能装机应用场景来看，电网侧储能是新增装机主力，占比达到 60.0%（装机能量口径）；其中独立储能占 57.6%，是最主要的装机应用场景，随着各地配建储能转独立储能政策的推进，预计 2025 年独立储能新增装机占比将会持续增高。电源侧储能占比 32.3%，其中光伏及风电配储合计占比 30.9%。用户侧储能占比 7.7%，其中工厂配储是最主要的场景，储能在园区配储、光储充等场景下的应用也在逐渐增多。
2024 年新型储能装机应用场景分布（装机能量口径）
2025 年 9 月，国家发改委、国家能源局发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》指出，促进新型储能应用场景拓展，推进电源侧储能应用，拓展电网侧储能应用，创新多场景应用模式，培育试点应用场景。电源侧主要推进大基地配储、新能源配建储能和煤电机组配套储能，进一步促进新能源上网和提高煤电机组调节能力。电网侧主要推进在电网关键节点和配电网应用，创新性提出探索电网替代型储能设施建设，鼓励构网型储能应用。与此同时，基于目前应用较多的工业园区、算力设施、分布式光伏、通信基站等场景，创新应用模式，促进用能效率提升。
促进新型储能应用场景拓展
推进电源侧储能应用：推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能。建设一批系统友好型新能源电站，促进新能源电站与配建新型储能联合运行，平滑新能源出力曲线，提高可靠出力水平，提供电网稳定支撑能力。研究煤电机组与电化学储能、飞轮储能、热储能等新型储能项目联合运行，优化运行方式，提升调节能力。鼓励利用退役火电厂场地和送出线路，科学规划建设新型储能。
拓展电网侧储能应用：在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点，开展独立储能电站建设。加快推进构网型储能在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的示范应用，推广配电网新型储能应用，提升新型储能对电力系统稳定运行支持能力。鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能。
创新多场景应用模式：聚焦工业园区、算力设施、商业综合体、光储充放一体化充电站、分布式光伏、通信基站等应用场景，积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式。研究推广新型储能作为独立主体或通过负荷聚合商等形式参与需求响应。
培育试点应用场景：各地重点围绕电源侧、电网侧及其他多场景应用方向，依托大数据、云计算、人工智能等前沿技术，创新“人工智能+”应用场景，培育一批技术领先、应用前景好、可复制性强的新型储能应用场景。
2024 年，我国新型储能调用情况相较 2023 年有较大幅度提升，年均等效利用小时数 911小时，比 2023 年提升约 300 小时；年均等效充放电次数 221 次，比 2023 年提升约 59 次。浙江、江苏、重庆、新疆、广东、西藏、湖北、宁夏等省（区）年均等效利用小时数达到 1000小时以上。
4、新型储能下游代表性企业
当前我国新型储能下游应用领域的代表性企业，主要集中在电网企业、发电集团以及专业的储能运营商等领域。新型储能下游市场参与者众多，以大型发电集团和电网公司为代表的央国企是绝对主力。除了主流的锂离子电池，各类新技术也在示范项目中逐步应用。
（1）国家电网
作为全球规模最大的公用事业企业，国家电网有限公司以 5484 亿美元营业收入位列 2025年《财富》世界 500 强第三，连续 6 年进入《财富》世界 500 强前三。截至 2025 年 6 月，国家电网经营区新型储能装机规模达 7624.25 万千瓦，2025 年新增装机量 1748.25 万千瓦，同比增长 100.34%，应用场景以电源侧、电网侧为主，构网型新技术应用试点正在稳步推进。
区域分布上，西北、华北、华东地区领跑全国，其中西北装机 2648.96 万千瓦，华北 2024.53 万千瓦，华东 1355.72 万千瓦；19 省份投运装机超百万千瓦，新疆（1211.78 万千瓦）、山东（939.02万千瓦）、江苏（732.47 万千瓦）位居前三。运行效率上，2024 年，新型储能利用小时数达991 小时，同比增长 267 小时；迎峰度夏期间，短时顶峰能力超 3000 万千瓦，占并网规模的92%。技术路线方面，除主导的锂离子电池外，积极部署钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、熔盐储热等技术示范项目。
在市场机制方面，国家电网在山东、内蒙古、新疆、河北探索容量补偿机制；江苏建立“电能量市场价差+顶峰补贴+辅助服务”综合收益模式；甘肃推行独立储能竞价补偿机制；湖北实施现货市场优先出清机制；2024 年，经营区新型储能交易电量达 71.2 亿千瓦时，同比增长 2.7 倍。行业协同方面：2024 年 7 月 30 日，国家电网联合南方电网牵头组建中央企业新型储能创新联合体，推动技术创新与产业发展。
（2）南方电网/南网储能
南方电网通过多维度举措推动新型储能从示范应用向高质量规模化发展转型，将其打造为新型电力系统的关键支撑。截至 2025 年 4 月，南方电网经营区内接入 10 千伏规模以上的新型储能装机规模达 8223 兆瓦，2024 年新型储能利用小时数显著增长。南网储能做为南方电网旗下的抽水蓄能和电网侧储能运营平台，业务覆盖广东、广西、云南、贵州和海南五省。
南网储能电网侧独立储能项目以租赁模式为主，盈利模式为收取电网公司的租赁费用，电网侧独立储能业务开展主体与电网公司签署电能转换及调峰服务协议，为其提供快速备用、区域控制、日常存储和孤岛运行等辅助服务，按照经有权政府部门确定或认可的价格收取容量电费。
截至 2025 年 6 月底，南网储能新型储能投产装机规模 65.42 万千瓦/129.83 万千瓦时。2025 年上半年，新建成的 3 座电化学储能电站正式投产，分别为云南文山丘北储能项目（200MW/400MWh）、海南临高储能项目（20MW/40MWh）、湖南中南水泥厂配储项目（5.1MW/14.7MWh）。
（3）国家能源集团/龙源电力
国家能源集团成立于 2017 年 11 月（由中国国电集团和神华集团两家世界 500 强企业合并重组而成），旗下拥有中国神华、龙源电力、国电电力、长源电力、龙源技术、英力特等上市公司。截至 2025年8 月底，国家能源集团在运新型储能项目167 项，总规模6568MW/14798MWh。技术路线涵盖电化学、飞轮、熔盐储热及复合储能，电化学储能项目占主导。
国家能源集团广东台山电厂储能项目是国内规模最大的煤电配置电化学储能项目；宁夏灵武电厂储能项目是全球最大单体式飞轮项目，填补了我国飞轮储能参与火电调频相关领域的空白；山东蓬莱电厂储能项目是我国首个“磷酸铁锂+钠离子+全钒液流+飞轮”四维复合型智慧储能项目；河北龙山电厂储能项目是全国首套 600MW 机组抽汽熔盐储能项目，项目实现“调峰+顶峰”双功能。
（4）国家电投集团/上海电力/中国电力
国家电投集团于 2015 年 5 月重组成立，是我国第一家拥有光伏发电、风电、核电、水电、煤电、气电、生物质发电等全部发电类型的能源企业，旗下拥有上海电力、中国电力、电投能源、电投产融、吉电股份、远大环保等上市公司。
截至 2025 年 5 月底，国家电投集团总装机2.7 亿千瓦，其中清洁能源装机 1.97 亿千瓦（占比 72.96%），为全球最大的清洁能源发电企业；新型储能装机 7436 兆瓦/17151 兆瓦时(功率/容量)，装机规模占全国 12.6%；拥有存量电化学储能电站 238 座，其中电源侧储能电站 140 座（2808 兆瓦/6760 兆瓦时），电网侧储能电站 42座（4273 兆瓦/8545 兆瓦时），用户侧储能电站 56 座（355 兆瓦/1845 兆瓦时）。
（5）中国华能集团
中国华能集团创立于 1985 年，旗下拥有华能国际、华能水电、内蒙华电、新能泰山、长城证券等上市公司。截至 2024 年底，中国华能可控装机超过 2.69 亿千瓦，累计新能源装机突破 9800 万千瓦，低碳清洁能源装机占比超过 51%。
中国华能在江苏金坛已建成盐穴压缩空气储能项目，实现了非补能压缩空气储能的首次商业化应用。在山东成功投运全国首个火电机组调峰调频模块的熔岩储能项目，总容量 3 万 kW，储能时长 6 小时。在甘肃建成的综合能源基地配套 60 万 kW 国内最大规模的储能项目，储能时长 4 小时，系统效率提升 4.6 个百分点，年消纳新能源电量 8.4 亿千瓦时。
华能压缩空气储能项目攻克多机串联、高温、高压、高流量压缩机安全启停、空气快速启停优化等关键技术，打破国外技术垄断。中国华能浙江虚拟电厂作为全国首个接入实时调度系统的虚拟电厂，聚合分布式光伏储能充换电站、楼宇空调等资源，构建起源网荷储一体化协同的商业模式。
（6）中国华电集团
中国华电集团成立于 2002 年底，是国有独资发电企业，旗下拥有华电国际、华电新能、黔源电力、华电能源等上市公司。截至 2025 上半年，电力、热力板块发电总装机达到 2.5 亿千瓦，其中可再生能源装机超过 1 亿千瓦，境内清洁能源装机占比 57.5%。
中国华电是国内最大的天然气发电运营商，在国内同类型企业中水电装机领先，拥有全国首座水力发电站、世界单体最大的“盐光互补”项目、全国首批超超临界百万千瓦机组、全国首个 9H 燃气冷热电三联供项目、国内首批近海深水区海上风电等一批示范电源项目。2025 年 1 月 3 日，华电集团2025 年磷酸铁锂电化学储能系统框架采购招标公告发布，预估采购容量约 6GWh。
（7）中国大唐集团
中国大唐集团成立于 2002 年 12 月，业务覆盖电力、煤炭煤化工等领域，旗下拥有大唐发电、桂冠电力、华银电力等上市公司。截至 2024 年底，中国大唐发电装机容量突破 2 亿千瓦。中国大唐建成世界在役最大火力发电厂——内蒙古大唐国际托克托发电公司、我国首个百万千瓦风电基地——内蒙古赤峰塞罕坝风电场、世界首台六缸六排汽百万千瓦机组——大唐东营发电公司。中国大唐集团以大唐科研总院中南院为核心力，推进新型储能前沿技术跟踪、关键技术研发与产业化应用，落地云南玉溪新平县锂离子电池储能示范项目、四川宜宾叙州区电化储能电站等。
（8）中国三峡集团/三峡能源
1993 年 9 月，为兴建三峡工程、治理长江水患，经国务院批准，中国长江三峡工程开发总公司正式成立。2009 年 9 月，更名为中国长江三峡集团公司。2017 年 12 月，名称变更为中国长江三峡集团有限公司。中国三峡集团是全球最大的水电开发运营企业和我国领先的清洁能源、生态环保集团。截至 2024 年底，三峡集团可控装机 1.58 亿千瓦，中国三峡集团旗下拥有长江电力、三峡能源、湖北能源等上市公司。
（9）华润电力
（10）国投电力
2021 年 11 月，国投电力首个用户侧储能电站——盐城智汇用户侧储能项目投产运营。2024 年 6 月，国投广西新能源浦北共享储能项目（一期）顺利并网投产，标志着国投首个电网侧大型共享储能项目正式上线，这也是国投集团首个共享储能项目。
（11）中核集团/中国核电
中核集团成立于 1999 年 6 月，2018 年 1 月，中核集团和原中核建设集团合并重组，组建新的中核集团，拥有中国核电、中国核建、中核科技等上市公司。中核集团加快构建新型储能技术体系，在电化学储能、机械储能、电磁储能、热储能、氢储能等领域均实现快速发展。
在电化学储能领域，中核嘉峪关 500 兆瓦/1000 兆瓦时独立储能项目是甘肃省“十四五”新型储能试点示范项目，也是甘肃省首个百兆瓦级大型电化学储能项目，和全国最大规模的超级电容系统。在空气压缩储能领域，中核百兆瓦先进压缩空气储能示范项目规模为 100 兆瓦/400 兆瓦时，入选国家能源局“2021 年度能源领域首台（套）重大技术装备”。截至 2025 年 6 月 30 日，中国核电控股独立储能电站 165.1 万千瓦。
中核百兆瓦先进压缩空气储能示范项目
（12）中国广核集团/中国广核
中国广核集团成立于 1994 年 9 月。2013 年 4 月，中国广东核电集团更名为中国广核集团。中广核集团业务覆盖核能、新能源等领域，拥有中国广核、中广核新能源、中广核技等上市公司。中国广核在核电所在省区积极探索多种模式的储能项目的建设。2024 年 12 月，中国广核集团山东莱州土山 600 兆瓦“盐光互补”项目全容量并网发电。该项目是山东省最大的配套储能项目，通过“盐光互补”新型复合产业模式成功打造了“一地多用”的标杆示范工程。2025年 5 月，中广核广西钟山 200 兆瓦/400 兆瓦时集中共享新型储能项目全容量并网投运，是广西壮族自治区当前装机规模最大的新型储能示范项目。
（13）中国能建
2022 年 1 月，中国能建数科集团在北京成立。中国能建数科集团以新型储能作为企业核心主业之一。2022 年 8 月，中国能建联合宁德时代、天合光能发起组建中国新型储能产业创新联盟，成为推动新型储能技术进步和产业发展的重要平台。在具体方向上，中国能建更加重视压缩空气储能。中国能建大力开展压缩空气储能关键核心技术攻关，牵头自主研发了“300兆瓦级压气储能系统解决方案”，打通了天然盐穴、人工硐室两种关键储气技术路线。
“能储一号”世界首座 300 兆瓦压气储能工程
（14）宁德时代
宁德时代的储能电池广泛应用于表前储能和表后储能领域，包括公用事业储能、工商业储能及数据中心储能等。2025 年上半年，宁德时代储能业务营业收入 284 亿元，同比减少 1.47%。宁德时代与国家电网联合打造了国内单体规模最大的电网侧独立站房式水冷系统电化学储能电站——国网时代福建吉瓦级宁德霞浦储能工程。
（15）特斯拉
特斯拉公司（美股代码 TSLA）成立于于 2003 年 7 月，主要从事设计、开发、生产、销售高性能的电动汽车和先进的电动汽车电力系统部件，也向第三方提供电动汽车动力系统的研究开发和代工生产服务。除了电动车外，特斯拉还生产和销售家庭、工业以及公用事业使用的能源储备产品。
特斯拉的储能产品主要包括用于公用事业和大型商业项目的 Megapack、用于家庭和小型商业的 Powerwall，和自建的 Oasis 超充站等。根据特斯拉 2024 年财报，2024 年特斯拉新增储能规模 3140 万千瓦时，同比增长 114%。相比直接持有和运营大型电站，特斯拉更倾向于发挥其技术、产品和品牌优势，与专业的能源投资和运营公司合作，提供长期的技术支持、系统集成和能源管理服务，例如其 Megapack 系统可通过 OTA 远程软件升级持续优化功能。
特斯拉自建的 Oasis 超充站是一个集成太阳能、储能和充电的示范项目，而大型电网侧储能项目多与合作伙伴共同推进。2025 年 2 月，特斯拉上海储能超级工厂投产仪式在上海临港举行，首台超大型商用电化学储能系统 Megapack，从上海储能超级工厂成功下线。2025 年 9 月，特斯拉在拉斯维加斯“RE+可再生能源大会”上，发布了“即插即用”式储能平台 Megablock，及其基础单元——新一代公用事业级储能系统 Megapack3。
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