新型儲能下游應用場景、盈利模式與現狀分析

我國新型儲能主要分布在源網側。

從電力系統角度看，我國儲能下游主要應用于三大場景：電源側、電網側和用戶側。分類 基于國家能源局于 2021 年 9 月發布的《電網公平開放監管辦法》。 電源側儲能：裝設并接入在常規電廠風電場、光伏電站等電源廠站內部的儲能設施。 電網側儲能：在專用站址建設，直接接入公用電網的儲能設施。電源側儲能、電網側儲能 接入電網參照常規電源接入電網。 用戶側儲能：在用戶內部場地或鄰近建設的儲能設施，接入電網參照分布式發電接入電網。

電源側儲能（也稱發電側或供電側儲能）主要建設在火電廠、風電廠、光伏電站等發電側 場所，是提升電力系統安全穩定運行的核心配套設施。其核心價值包括：平滑風電、光伏等可 再生能源出力波動，提升新能源并網友好性與消納能力，減少棄風棄光；參與電力調峰、系統 調頻及輔助動態運行，助力發電企業提升運營效率與收益。主要應用場景為可再生能源項目配 儲、火電機組調頻，客戶群體以發電企業為主。

近年來，我國風電、光伏裝機規模不斷擴大，新能源配儲已成為保障電網穩定、促進新能 源消納的關鍵舉措。根據國家能源局的統計，截至 2024 年 12 月末，我國風電累計裝機 5.21 億千瓦（同比增加 18%），光伏累計裝機 8.87 億千瓦（同比增加 45.2%）。截至 2025 年 8 月 末，我國風電累計裝機 5.79 億千瓦（同比增加 22.1%），光伏累計裝機 11.17 億千瓦（同比增 加 48.5%）。受自然條件影響，風電、光伏電站經常出現出力不均衡和棄風棄光的情況，電源 側儲能配置具有推動可再生能源并網、參與輔助服務、提高輸電線路的輸電能力、保障電網安 全穩定。自 2020 年起，多地明確要求新能源項目并網應配置一定比例的儲能設施。2025 年“136 號文”發布后，“新能源強制配儲”政策正式終結，我國新能源與儲能行業的發展動力機制由此 從行政強制轉向市場主導。

火電配儲能是指將火電機組與儲能系統相結合，通過協同運行提升火電機組對電網的調頻、 調峰能力，增強電力系統的靈活性與穩定性。技術原理上，新型儲能系統（如電化學儲能、飛 輪儲能）可實現毫秒至秒級的快速功率響應，從而與火電機組形成“快慢結合、優勢互補”的 協同運行模式。從應用規模來看，截至 2024 年 12 月末，全國火電機組裝機容量累計達 14.44 億千瓦（同比增長 3.8%）。截至 2025 年 8 月末，火電裝機容量進一步增長至 14.94 億千瓦（同 比增長 5.5%）。火電配儲的附加價值包括：減少火電機組因頻繁調節造成的設備磨損、延長機 組壽命、降低額外煤耗，提升電廠運行可靠性和安全性。

電網側儲能是接入電力系統、接受電力調度機構統一調度，用于響應電網靈活性需求、發 揮系統性調節作用的儲能資源。其核心功能為提供調峰、調頻、備用電源等電力輔助服務，可 拓展獨立儲能等創新模式，根本目標是維護電力系統安全穩定運行、保障電能質量。伴隨新能 源發電占比提高和用電負荷結構變化，電網復雜性日益提升，升級改造需求顯著增強。 2021 年初我國出臺《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確提出構建以新能源為 主體的新型電力系統，推動電力行業轉型向服務新能源方向發展。電網側儲能重點布局調峰調頻服務，利用快速響應特性參與輔助服務，并通過配電網側配置增強系統韌性，主要應用場景 包括建設獨立儲能電站、變電站配套儲能設施等，客戶以電網公司為主。

用戶側儲能是為降低用電成本、提升供電可靠性而建設的儲能系統，核心功能包括峰谷電 價套利、需量電費管理、需求響應、應急備用電源。其運行邏輯為：在電網谷段或平段充電， 峰段或尖峰段放電，優化用電成本；電網故障時提供持續電力，增強用電穩定性。 用戶側儲能主要分為工商業儲能與家庭儲能，目前我國以工商業應用為主，覆蓋工業園區、 數據中心、通信基站、大型商業綜合體等場景。用戶可借助分時電價機制實現峰谷套利，并結 合分布式光伏、充電樁構建光儲充一體化系統，提升能源自用率與經濟性；在偏遠地區，儲能 可與微電網結合，為離網區域提供穩定電力，同時逐步拓展至 5G 基站、數據中心等高可靠性 用電新場景。 政策層面，2021 年 7 月國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確 系統峰谷差率超 40% 的地區，峰谷電價價差不低于 4:1，其他地區不低于 3:1，尖峰電價在 峰段電價基礎上上浮不低于 20%，推動各地健全尖峰電價機制，引導用戶削峰填谷。隨著電力 市場化改革深化，用戶側儲能正以多元化模式參與電力市場交易，上海、江蘇、北京、浙江等 地已落地光儲一體、充儲一體、智能微電網等商業項目，成為儲能應用熱點領域。

電源側儲能。電源側儲能以火儲聯調儲能、新能源配建儲能、共享儲能為主。其中，火儲聯調儲能主要以參與調頻輔助服務市場獲益，運行以快速淺充淺放為主，調用頻次高，是當前 經濟性較高的儲能應用之一。新能源配建儲能主要通過納入新能源成本、減少棄電量、增加電 費收入及考核支出等方式疏導投資成本。共享儲能主要通過新能源企業容量租賃、政府財政容 量補貼等方式覆蓋建設成本，通過充放電價差、參加輔助服務市場以獲取收益。 電網側儲能。電網側儲能以獨立儲能和電網替代型儲能為主。獨立儲能以獨立主體身份直 接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受接入位置限制，已成為儲能項目增長主力，主要收 益來自參與電力市場，包括容量租賃、電力現貨交易、調峰調頻補償等，但容量電價機制尚不 明確。 用戶側儲能。用戶側儲能主要分為工商業儲能和戶用儲能。國內主要集中在工商業用戶， 主要依靠峰谷價差獲取收益，也可以通過參與需求響應獲得相應收益，同時可作為備用電源使 用。

我國新型儲能主要分布在源網側。從 2024 年儲能裝機應用場景來看，電網側儲能是新增 裝機主力，占比達到 60.0%（裝機能量口徑）；其中獨立儲能占 57.6%，是最主要的裝機應用 場景，隨著各地配建儲能轉獨立儲能政策的推進，預計 2025 年獨立儲能新增裝機占比將會持 續增高。電源側儲能占比 32.3%，其中光伏及風電配儲合計占比 30.9%。用戶側儲能占比 7.7%， 其中工廠配儲是最主要的場景，儲能在園區配儲、光儲充等場景下的應用也在逐漸增多。

2025 年 9 月，國家發改委、國家能源局發布的《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025 —2027 年）》指出，促進新型儲能應用場景拓展，推進電源側儲能應用，拓展電網側儲能應用， 創新多場景應用模式，培育試點應用場景。電源側主要推進大基地配儲、新能源配建儲能和煤 電機組配套儲能，進一步促進新能源上網和提高煤電機組調節能力。電網側主要推進在電網關 鍵節點和配電網應用，創新性提出探索電網替代型儲能設施建設，鼓勵構網型儲能應用。與此 同時，基于目前應用較多的工業園區、算力設施、分布式光伏、通信基站等場景，創新應用模 式，促進用能效率提升。

2024 年，我國新型儲能調用情況相較 2023 年有較大幅度提升，年均等效利用小時數 911 小時，比 2023 年提升約 300 小時；年均等效充放電次數 221 次，比 2023 年提升約 59 次。浙 江、江蘇、重慶、新疆、廣東、西藏、湖北、寧夏等省（區）年均等效利用小時數達到 1000 小時以上。