新型储能，是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为 主体的新型电力系统的重要支撑技术。其涵盖类型广泛，包括但不限于电化学储能（包括锂离 子电池（固态电池）、钠离子电池、液流电池等）、机械储能（包括压缩空气储能和飞轮储能）、 电磁储能、热储能（包括熔盐储能等）、氢储能等。尽管新型储能种类丰富，但目前无论是全 球市场还是国内市场，电化学储能市场规模都是绝对主力。 相较抽水蓄能，新型储能具备显著优势： 建设周期短：抽水蓄能电站建设周期通常为 6—8 年，而电化学储能项目仅需 3—6 个月， 新型压缩空气储能项目也仅需 1.5—2 年。 选址灵活：抽水蓄能电站需依托地势落差选址，新型储能单站体量可大可小，能灵活部署 于电源、电网、用户侧等各类场景，可作为抽水蓄能的增量补充。 调节能力强：新型电化学储能反应速度快，可实现毫秒至秒级响应。

　　近年来，我国新型储能发展的政策体系持续完善，储能的重要定位得到深化认可。2024 年，政府工作报告连续两年强调发展新型储能，《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》《加 快构建新型电力系统行动方案（2024-2027 年）》《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的 指导意见》等多项政策文件陆续出台。在“双碳”目标推动下，我国能源绿色转型正在加快推 进，构建以新能源为主体、安全高效的新型电力系统成为实现“双碳”战略的重要举措，新型 储能作为关键支撑技术，行业已进入快速发展期。 2025 年来，我国新型储能行业从政策驱动迈入市场驱动的新阶段。2021 年 7 月，国家发 改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年实现新 型储能从商业化初期向规模化发展的目标。2025 年 2 月，“136 号文”明确取消新能源项目强 制配储政策。 随着新能源全面进入电力市场，储能的盈利模式将从单一的强制配储向市场化需求转变。 在市场驱动阶段，新型储能行业的发展更多地依赖于市场需求拉动和技术经济性提升。长期来 看，新能源上网电价市场化改革将推动储能系统在电力系统中的调节作用更加重要。储能设施 能够通过灵活的充放电策略，优化新能源消纳，提升电力系统的稳定性和灵活性。随着市场化 改革的推进，储能的价值将得到充分体现。

　　全球储能需求快速增长。在“十四五”规划的引领下，自 2022 年登顶全球新增装机榜首 后，我国已连续三年领跑全球市场；美国通过《通胀削减法案》（IRA）延长储能税收抵免至 2032 年，并允许独立储能项目享受补贴；欧盟发布的《重新赋能欧洲能源计划(REPowerEU)》，将 2030 年可再生能源在终端能源消费中的占比目标从 40%提高到 45%，为配套储能创造了巨大 需求。 根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）DataLink 全球储能数据库的不完全统计，截至 2024 年底，全球新型储能累计装机规模 165.4GW/381.7GWh，同比增长 81.1%/87.3%， 2014-2024 年年复合增长率为 68.6%（功率规模统计口径）。2024 年，全球新增投运新型储能 项目装机规模达到 74.1GW/177.8GWh，同比增长 62.5%/61.9%。全球储能区域市场集中度持 续提升，2024 年中、美、欧三地新增装机占比超过 90%；新增投运新型储能项目装机规模排 名前十的国家分别是：中国、美国、德国、意大利、韩国、日本、英国、澳大利亚、菲律宾和 沙特，装机规模合计占全球市场的 91.1%，较 2023 年同期提升 1.1 个百分点，其中亚太地区 占前十国家新增装机总量的 71.0%。

　　我国新型储能装机规模保持快速发展态势。根据国家能源局数据，截至 2024 年底，全国 已建成投运新型储能项目累计装机规模达 7376 万千瓦/1.68 亿千瓦时，较 2023 年底增长超过 130%，装机规模占全球总装机比例超 40%,其中南方五省区新型储能累计投产装机规模约 920 万千瓦，占全国新型储能装机总量的 12.4%。2024 年新增装机规模 42.5GW/107.1GWh，同 比增长 109.5%（装机能量口径），占累计装机的 57.7%。 截至 2025 年上半年末，我国新型储能装机规模达 94.91GW/222GWh，较 2024 年底增长 近 29%，占全球新型储能装机总量的 40%以上。分区域看，华北、西北、南方地区是上半年新 型储能主要增长区，占全国新增装机 80%以上。其中，华北、西北地区已投运新型储能装机分 别占全国 29.7%、25.7%，占比与 2024 年底基本持平。南方地区增速较快，已投运新型储能 装机占全国 5.4%，与 2024 年底相比增加 3 个百分点。根据国家发改委、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）》，到 2027 年，我国新型储能累计规模将达 到 1.8 亿千瓦，2025-2027 年复合年均增长率为 34.63%，我国储能市场将呈现快速增长趋势。

　　根据国家能源局联合电力规划设计总院发布的《中国新型储能发展报告（2025）》，从地域 分布看，截至 2024 年末，我国新型储能累计装机规模排名前 5 的省区为：内蒙古（1023 万千 瓦）、新疆（857 万千瓦）、山东（717 万千瓦）、江苏（562 万千瓦）、宁夏（443 万千瓦/882 万千瓦时）；河北、浙江、甘肃、广东、湖南、广西、河南、安徽、湖北、贵州等 10 省区装机 规模超过 200 万千瓦。

　　2024 年，全国共有 11 个省（区）新型储能新增装机超过百万千瓦，其中，江苏、新疆、 浙江和内蒙古新型储能装机增长超过 300 万千瓦，分别为 486 万千瓦、384 万千瓦、353 万千 瓦和 305 万千瓦。

　　技术路线方面，根据储能领跑者联盟（EESA）发布的《2025 中国新型储能行业发展白皮 书》，2024 年我国新型储能以磷酸铁锂电池储能为主，占比近 90%；其他技术路线，比如液流 电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能、超级电容等其他技术路线也实现突破与发展。

　　2024 年，我国新型储能累计装机规模首次超过抽水蓄能。根据中关村储能产业技术联盟 （CNESA）DataLink 全球储能数据库的不完全统计，截至 2024 年底，我国已投运电力储能项 目累计装机规模 137.9GW，占全球市场总规模的 37.1%，同比增长 59.9%。新型储能累计装 机（占比 56.8%）规模首次超过抽水蓄能（占比 42.4%），达到 78.3GW，占全球市场的 47%。 且锂离子电池仍为绝对主导技术。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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）。

　　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。 2025 年 8 月 30 日，安徽公司宿州电厂 1000 兆瓦时全国最大“煤电+熔盐”储能项目投产，创 新突破热电联产技术瓶颈，为煤电机组大幅提高调峰和供热能力开辟了全新路径。 龙源电力（国家能源集团子公司）成立于 1993 年 1 月，于 2022 年 1 月上市，2025 年上半年，龙源电力新签订开发协议 1.24 吉瓦，其中风电 1.04 吉瓦、储 能 0.2 吉瓦。

　　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）。2025 年 9 月， 中国电力牵头编制的《新型储能电站科技文件归档及管理规范》正式获批立项。 上海电力起源于 1882 年，作为中国电力诞生的见证者，改制成立于 1998 年 6 月，于 2003年 10 月上市，是上海市最主要的综合能源供应商和上海市最大的供热 企业。2025 年上半年，上海电力吴泾独立储能项目实现开工。 中国电力国际发展有限公司于 2004 年 3 月在香港注册成立，2024 年 10 月在香港联交所 主板上市。截至 2025 年上半年末，中国电力合并装 机容量 53940.6 兆瓦，同比增加 11.61%，中国电力清洁能源的合并装机容量为 44120.6 兆瓦， 占合并装机总量的 81.79%。2025 年上半年，中国电力附属公司新源智储能源发展（北京）有 限公司共落地储能工程总承包及设备集成项目 17 个，容量总额达 3.23 吉瓦时，位居全国中标 规模第二，储备项目亦有 42 个。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。 三峡能源成立于 1985 年 8 月，于 2021 年 6 月上市，为三峡集团 新能源业务的战略实施主体，以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，深入推动源网 荷储一体化和多能互补发展，积极布局抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。截至 2025 年上半年末，三峡能源待建新能源项目装机容量 2696.49 万千瓦，其中风电 1143.13 万千瓦， 太阳能发电 1543.36 万千瓦，储能 10 万千瓦。

　　华润电力成立于 2001 年 8 月，2003 年 11 月在香港联合交易所主板上市，目前位列香港恒生指数成份股。华润电力是华润集团旗下能源核心企业，业务涉及 风电、光伏发电、火电、水电、分布式能源、售电、综合能源服务、煤炭等领域。截至 2025 年 6 月 30 日，华润电力管理并网装机容量 88931 兆瓦，权益并网装机容量 78094 兆瓦，可再 生能源权益装机占比 49.9%。

　　国投电力成立于 1996 年 6 月，是国家开发投资集团有限公司控股的、以清洁能源为主水 火风光并济的综合型电力上市公司，水电控股装机 为 2130 万千瓦，为国内第三大水电装机规模的上市公司。截至 2025 年三季度末，国投电力已 投产控股装机容量 4474.85 万千瓦，其中水电 2130.45 万千瓦、火电 1307.48 万千瓦（含垃圾 发电）、风电 398.83 万千瓦、光伏 584.94 万千瓦、储能 53.16 万千瓦。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。

　　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。

　　中国能建成立于 2014 年 12 月，为全球能源 电力及基础设施领域综合服务商，新型储能为核心业务之一。中国能建先后承建了三峡工程、 南水北调、西气东输、西电东送、乌东德、白鹤滩、华龙一号等重大工程。截至 2025 年上半 年末，中国能建控股并网项目装机容量 2028.71 万千瓦，其中：风电 380.19 万千瓦、太阳能 发电 1,123.44 万千瓦，生物质发电 22.4 万千瓦，新型储能 76.7 万千瓦，清洁高效火电 262.42 万千瓦，水电 163.56 万千瓦。 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。

　　宁德时代于 2011 年 12 月 6 日在福建省宁德市成立，并于 2018 年 6 月 11 日于创业板挂 牌上市，是全球领先的新能源创新科技公司。截至 2025 年上半年末， 宁德时代已在全球设立六大研发中心、十三大电池生产制造基地，并覆盖全球最广泛的动力与 储能客户群体。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。

　　特斯拉公司成立于于 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 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。

　　河南省大力发展新型储能，印发加快新型储能发展的实施意见、容量租赁市场化交易、独 立储能电站调度实施细则等系列文件，对促进新型储能发展的支持力度位于全国前列，构建了 一个涵盖规划目标、项目配置、市场机制、技术路线和财政支持的多维度、多层次新型储能发 展政策体系，政策特点可概括为“目标引领、市场驱动、多场景应用、全产业链发展”，有效激 发市场活力，推动备案项目数量显著增长。

　　2023 年 6 月，《关于加快新型储能发展的实施意见》的发布，加强新能源和新型储能融合发展， 健全市场化运营机制，加快新型储能产业发展和技术创新，完善新型储能政策保障制度。首次正式 确立了独立储能的市场主体身份，允许其独立参与市场交易，摆脱了对特定新能源项目的依附关系。 明确了河南省新型储能装机规模发展目标，到 2025 年，全省新型储能规模达到 500 万千瓦以上，力 争达到 600 万千瓦。其中，新能源项目配套储能规模、用户侧储能规模分别达到 470 万千瓦、30 万 千瓦以上。创新容量租赁机制，为解决新能源项目的配储难题和独立储能的投资回报问题，创造性 地推出了容量租赁机制，并给出了 2023 年磷酸铁锂储能电站每年每千瓦时不超过 200 元的租赁参考价。建立价格激励与调度保障，为保障独立储能的初始收益，规定在迎峰度夏、度冬期间，高峰时 段的调度放电上网电价按当月煤电市场化交易均价的 1.64 倍执行。更重要的是，文件提出了“每年 调用完全充放电次数原则上不低于 350 次”的调度保障。

　　后续政策持续优化完善。2024 年 6 月，《关于独立储能项目管理有关事项的通知》对独立储能 项目建设、容量租赁、充放电电价等做出了相关规定。文件发布后未开工的集中式风光项目不再配 建储能设施，应通过租赁方式配置储能。独立储能放电电量按照省内燃煤机组平均上网电价的 1.72 倍执行，此前为 1.64 倍。2024 年 12 月，《关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知》提 供了明确的转换路径，允许符合技术条件的配建储能转为独立市场主体，从而盘活了存量资产，使 其能够参与市场竞争并创造价值。 2025 年 2 月，《河南省配电网高质量发展实施方案(2024-2027 年)》进一步明确了到 2025 年 /2027 年河南新型储能装机分别达到 600 万千瓦/1000 万千瓦，并建成 1000 个源网荷储一体化示范 项目。2025 年 3 月，《河南省加快推进源网荷储一体化实施方案》提出研发固态电池、钠离子电池 等新一代高性能储能技术，提速发展新型储能，实现源网荷储互动，加强储能与源网荷协同互补， 积极发展多元化储能路线 月，《关于启动河南电力现货市场 2025 年第一次结算试运行 工作的复函》的发布，是河南省电力市场改革的里程碑事件，也标志着独立储能进入了全新的发展 阶段。该文件明确了独立储能以“报量不报价”的方式作为价格接受者参与现货市场，其充放电结 算价格将与分区实时电价挂钩。2025 年 8 月，《河南电力辅助服务市场交易细则》规定了新型储能 参与辅助服务市场条件、参与调峰辅助服务的交易流程、调峰辅助服务补偿费用等。

　　河南省是能源消费大省，传统上以煤炭为主，为实现“双碳”目标，正积极推动能源结构 转型，新能源装机容量持续增长。根据河南能源监管办数据，截至 2025 年 8 月末，河南省风 电装机 2569 万千瓦（占比 15.93%），太阳能装机 5163 万千瓦（占比 32.02%），储能装机 270 万千瓦（占比 1.67%），风光储合计装机占比 49.62%。但新能源发电具有间歇性和波动性，其 大规模并网对电网安全稳定运行带来了挑战。发展储能技术，包括抽水蓄能和新型储能，能够 平滑新能源出力、参与电网调峰调频，是提升新能源消纳能力的关键技术。 河南省 2025 年新型储能装机目标为超过 500 万千瓦，2030 年装机目标为 1500 万千瓦以 上。河南省高度重视新型储能产业，持续完善新型储能发展政策，研究制定调节性电源布局规 划。根据《关于加快新型储能发展的实施意见》，到 2025 年，全省新型储能规模达到 500 万千瓦 以上，力争达到 600 万千瓦。根据《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》， 2030 年河南省新型储能装机目标为 1500 万千瓦以上。

　　河南省在新能源消纳压力较大地区和用电负荷中心布局电网侧储能，加快独立储能项目建 设，推动新能源配储转独立储能，完善价格机制，并拓展用户侧储能应用场景，鼓励源网荷储 一体化项目参与公用电网削峰填谷。根据河南省发改委发布的《推动河南省新型储能高质量发展 的若干措施（征求意见稿）》，河南省重点在新能源消纳压力大的地区（安阳、濮阳、鹤壁、三 门峡、洛阳等）布局大型电网侧储能项目；在电力负荷集中、保供压力大的地区（郑州、周口、 驻马店、商丘及开封）重点布局电网侧储能，保障电力稳定供应。河南省加快独立储能项目建 设，项目于取得接入系统批复意见书 6 个月内开工，15 个月内建成投运；推动新能源配建储能 转独立储能，提高储能电站利用率；支持独立储能容量租赁，租赁储能容量的新能源场站在分 摊辅助服务费用时给予 30%减免；完善价格激励政策，独立储能现货按照上网电量 0.383 元/千瓦时兜底收益；支持用户侧储能发展，拓展储能应用场景，鼓励符合条件的化工、钢铁、制 造、数据(算力)中心、冶金行业等源网荷储一体化项目发展，配置长时储能；鼓励源网荷储一 体化项目利用建设的储能容量，参与公用电网削峰填谷。 河南省目前已规划的新型储能项目中，电化学储能占主导地位，技术路线呈现多样性，且 相关企业基本覆盖产业上、中、下游领域。河南省新型储能产业链较为完整，覆盖了从关键材 料、电池制造、储能系统集成、到电站投资运营等多个环节。全省目前电化学储能产业主要集 中在储能电池材料和电池组装上，储能系统集成及应用方面本土企业较少。河南省全省范围内 已形成 10 余个新型储能产业聚集区域。储能材料及电池制造产业主要分布在郑州、焦作、新 乡、洛阳、驻马店，氢能领域濮阳、新乡、平顶山布局领先，储能装备与系统领域比较有优势 的是郑州、许昌、平顶山等市，新能源汽车电池领域主要涉及郑州、安阳。

　　根据国网河南经研院、河南省社会科学院共同编著的《河南能源发展报告（2025）》，2024 年，河南省新建成新型储能电站 19 座、95 万千瓦，累计投运新型储能电站 84 座、164 万千瓦。 不同技术路线 万千瓦先进空气压缩储能国家示范项目开工建设，开封 时代全钒液流电池新一代技术引进应用。新型储能收益渠道更加多元，得益于新版分时电价峰 谷时段优化、独立储能租赁与调用政策日趋完善。此外，政府出台政策明确新能源配建储能转 为独立储能管理办法、享受独立储能价格政策，并发放非独立储能省级财政奖补资金 3000 万 元，进一步激发市场建设积极性。2025 年 1 月，河南省发改委发布《关于印发 2025 年河南省 重点建设项目名单的通知》，明确 2025 年省重点项目 1037 个、总投资约 3.1 万亿元，其中储 能相关项目超过 50 个。

　　豫能控股成立于 1997 年 11 月，于 1998 年 1 月上市，为河南省 集火力发电、新能源、抽水蓄能、煤炭贸易物流、综合能源服务于一体的省级资本控股的综合 能源上市公司。截至 2025 年上半年末，豫能控股控股火电总装机 766 万千瓦，在运新能源装 机 73 万千瓦，其中风电装机 36.6 万千瓦，生物质热电装机 3 万千瓦，光伏发电装机 33.4 万 千瓦。截至 2025 年上半年末，豫能控股在建南阳天益鸭河工区电化学储能项目、濮阳豫能多 能互补（风光火储）一体化项目。受“136 号文”发布后的影响，分布式光伏、用户侧储能及 充电桩项目在豫能控股新能源业务中比较优势并不明显，根据豫能控股于 2025 年 8 月 28 日发 布的公告，为聚焦新能源规模化开发主赛道，豫能控股增量分布式光伏、用户侧储能及充电桩 类项目投资建设，存量在建项目结合实际情况稳慎推进。

　　易成新能成立于 1997 年 11 月，于 2010 年 6 月上市，涉及新能 源行业的主要业务有：新能源电站与储能电站的开发建设及运营、锂离子电池、光伏电池配套 组件制造。2025 年上半年，易成新能控股子公司平煤神马储能主要从事锂离子电池储能系统的 生产销售及代加工业务，主要应用于短时储能领域；易成新能控股孙公司开封时代主要从事全 钒液流电池的生产及全钒液流电站的开发、建设和运营业务，主要应用于长时储能领域。两家 公司主要产品均为储能电站系统。 平煤神马储能公司积极扩产以获取规模优势，合计形成 5GWh 以上年产能；与江苏鑫宏涛 新能源科技有限公司合作成立合资公司，以延伸储能系统原辅材料产业链为方向，实现自产自 用自销。同时积极推动小型户储、微风直流风机配储等项目进度，加速培育储能产业集群。 开封时代公司正在建设 3GW/年全钒液流电池储能系统自动化生产线及其关键配套生产线GW 产能；研发了多种功率全钒液流电池电堆及储能系统，掌握了全钒液流 电池关键核心技术，储能系统电站综合运行效率 72%。

　　国电河南电力有限公司成立于 2009 年 3 月 3 日，是国家能源投资集团有限责任公司在河 南区域设立的全资子公司，2020 年 9 月更名为国家能源集团河南电力有限公司。国电河南电 力有限公司主营业务涵盖电力生产供应、新能源开发、热力服务及再生资源利用领域，负责管 理区域内国家能源集团所属火电和售电公司。国家能源集团河南电力有限公司主要通过其子公 司国电河南新能源有限公司在河南省内推进储能项目。国电河南新能源有限公司与郑州煤炭工 业集团合作建设“风光储一体化”新能源项目，探索传统能源企业转型与新能源发展结合的模 式。

　　国家电投集团河南电力有限公司是国家电投全资子公司，成立于 2010 年 3 月。公司控股 电力装机规模超过 900 万千瓦，火电机组结构区域领先，清洁能源（天然气发电、新能源）装 机规模超过 200 万千瓦，是河南省清洁能源装机占比最大的大型发电企业。国家电投河南公司 积极应用飞轮储能（平顶山叶县长丰风电场飞轮储能项目）和磷酸铁锂电池等多种技术路线， 项目覆盖了新能源发电侧配套（狮子坪储能电站）和电网侧独立储能。早期的配套储能主要服 务于特定风电场，而独立储能电站（如创孟储能电站）直接接入电网，参与系统级的调峰、调 频，商业模式更灵活，价值也更多元。国家电投中国电力姚孟发电创孟储能电站于 2023 年 11 月 17 日完成全容量并网后无故障连续试运行 72 小时，成为河南省首个竣工投产的独立储能项 目，也是国家电投集团子公司中国电力在豫首个投产的电网侧大型储能项目。

　　中国华能集团有限公司河南分公司成立于 2009 年 6 月。华能河南分公司业务覆盖广泛，包括电力、热力等能源的生产与供应，新能源开发与利用，以及相关的科技研发与技术服务。 华能河南分公司的储能项目覆盖了多种应用场景和商业模式：发电侧配套（灵宝市豫故风电项 目配套储能），电网侧独立储能（汤阴县集中式储能电站项目），用户侧与工商业储能（渑池县 风光电储一体化项目）。

　　中国华电集团有限公司河南分公司成立于 2008 年 1 月。在新型储能电站方面，华电河南 分公司在新能源发电侧配套布局的有民权风电配套储能项目等，在电网侧独立储能布局的有临 颍县杜曲镇独立储能项目等。2024 年 12 月 27 日，中国华电科工集团（与华电河南分公司同 属华电集团）在河南建立了国家火力发电工程技术研究中心熔盐储热试验基地。熔盐储热技术 成本较低、适用性高、不受选址限制，在光热发电、火电机组灵活性改造以及热电联供等场景 具有优势，是一种大规模中高温储热的潜在技术路线）中国大唐集团公司河南分公司

　　中国大唐集团公司河南分公司成立于 2005 年 1 月。在新型储能电站方面，大唐河南分公 司重点发展三门峡耀阳、开封祥符等独立储能项目。三门峡公司耀阳储能电站是大唐河南公司 首个独立共享储能电站-，也是三门峡市地区容量最大的独立共享储，位于市城乡一体化示范区， 项目总容量为 100MW/200MWh，每小时能够存储 10 万度电，为当地生态环境保护发挥积极 作用。此外，大唐集团也在通过成立专业公司（大唐中豫格林新能源(开封)有限责任公司）来 加强在河南储能领域的布局。

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　　华润电力投资有限公司中西分公司成立于 2008 年 11 月，注册地址位于郑州市金水东路 21 号永和国际广场 1 号楼，是华润电力在中原及西北地区设立的分支机构，负责华润电力在河 南、陕西、青海、甘肃区域内火电、风电、光伏及分布式能源项目的开发、建设、运营和管理。 华润电力中西分公司一方面依托母公司华润电力的技术积累和战略方向，另一方面结合河南及 周边区域的特点，积极布局电化学储能和氢储能。如河南信阳的罗山、潢川分散式风电配套储 能，许昌魏都区 400MW 光伏发电项目配套 200MW 储能。

　　中核汇能河南能源有限公司成立于 2022 年 2 月，为中国核电集团成员企业。中核汇能河 南能源有限公司依托其母公司中核汇能的优势，在河南省内首批启动并建成了大型独立共享储 能示范项目。其项目采用主流且注重安全的磷酸铁锂电池技术，以电网侧独立共享模式运营， 旨在提升电网调节能力、促进新能源消纳。中核汇能安阳龙安区独立共享储能电站一期项目于 2023 年 12 月并网，是安阳市首个新型独立共享储能电站项目。

　　中广核新能源河南有限公司成立于 2023 年 3 月，为中国核电集团成员企业。2024 年 7 月1 日，位于河南省邓州市的中广核新能源河南有限公司南阳邓州 100 兆瓦/200 兆瓦时独立共享 储能项目投产。

　　多氟多成立于 1999 年 12 月，于 2010 年 5 月上市（A 股代码 002407.SZ），主要产品有 氟基新材料、电子信息材料、新能源材料和新能源电池等。新能源电池主要应用领域为新能源 汽车、大规模分布式储能、工商业储能、家用储能系统以及便携式储能等，多氟多目前已布局 海外储能、户外电源及家用储能、动力电池、国内轻型车等市场领域。2025 年 2 月，位于河 南省焦作市多氟多新材料股份有限公司厂区内的，焦作市最大的用户侧储能系统——多氟多 100 兆瓦时储能电站完成调试并成功投入运行。

　　一是完善技术标准与产业链协同。健全技术标准体系，加快制定新型储能技术标准，推动 不同技术路线互联互通，降低系统集成成本，提升整体效率；强化产业链协同，围绕电化学储 能、压缩空气储能、液流电池储能等核心技术，推动上下游企业合作，补齐储能系统集成及应 用领域本土企业短板，培育全产业链竞争力；推动技术创新，加大研发投入，支持固态电池、 钠离子电池、长时储能等前沿技术攻关，依托国家光伏储能实证实验平台等科研机构，提升技 术转化能力。

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　　二是优化政策支持与市场机制。强化政策精准扶持，出台针对性财政补贴、税收优惠政策， 鼓励企业参与新型储能项目；对示范项目、技术创新项目给予重点支持，降低投资风险；完善 市场化收益机制，探索建立储能容量交易市场、辅助服务市场，拓宽独立储能收益渠道（如容 量补偿、调峰调频补偿）；优化分时电价机制，扩大峰谷价差，提升用户侧储能经济性；推动电 力市场改革，深化电力现货市场建设，保障独立储能公平参与市场交易，提升市场透明度与可 操作性。

　　三是破解融资难题与培育市场主体。拓宽融资渠道，鼓励金融机构开发储能专项信贷产品， 支持储能项目通过绿色债券、REITs 等方式融资；引导社会资本参与，形成多元化投资格局； 培育龙头企业，支持豫能控股、易成新能等本土企业做大做强，通过兼并重组、技术合作等方 式提升规模与影响力；引进省外龙头企业（如宁德时代、国家电网和大型发电集团下属企业） 落地河南，带动产业升级；推动项目落地，加快新能源配储转独立储能项目进程，盘活存量资 产；推进源网荷储一体化、光储充一体化等示范项目，拓展应用场景。

　　四是坚守安全底线与提升运营效率。强化安全管理，针对全球储能安全事故频发的现状，建立储能电站安全标准与运维规范，加强消防安全、电池管理，降低安全风险；提升调用效率， 完善储能调度机制，提升储能电站利用小时数；推动智能化运营，利用大数据、人工智能技术 优化储能充放电策略，提升储能系统经济性与可靠性。 总体来看，河南省新型储能产业需通过政策引导、技术创新、市场培育、安全保障的协同 发力，构建可持续发展的产业生态。随着《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》 等国家政策的实施，以及河南新能源装机规模的持续扩大，新型储能的战略地位将进一步凸显， 有望实现跨越式发展，为中部地区能源转型提供有力支撑。

　　（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）