中国储能网讯：2025年，新型储能横跨产业周期深水区，于变局中开新局。
宏观规划方面，多项重磅政策出台，为行业全方位保驾护航。年初，随着《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）》的出台，“强制配储”结束，行业告别野蛮生长的扩张阶段，迈入以真实利用价值为导向的高质量发展新时期；
紧接着，2月18日，工信部等八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案（工信部联电子〔2025〕7号）》，提出到2027年，我国新型储能制造业将实现全链条国际竞争优势显著提升，标志着我国新型储能制造业进入全新发展阶段；
5月，国家能源局、工信部等五部门联合发布《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知（国能综通安全〔2025〕65号）》，将确保安全作为发展电化学储能的重要前提，并首次提出电化学储能全链条安全管理体系，将“安全”融入到电化学储能发展各个环节；
9月，国家发改委、能源局发布《关于印发<新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）>的通知（发改能源〔2025〕1144号）》，提出预计三年内全国新增装机容量超过1亿千瓦，2027年底达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，振奋行业发展信心；
到了年末，《电力中长期市场基本规则（发改能源规〔2025〕1656号）》发布，宣告“工商业分时电价”退场，推动工商业储能调整单一峰谷套利的传统收益模式，探索更为多元、立体的收益模式。
此外，在上游制造环节，电芯容量加速从314Ah向500Ah+迈进，587Ah电芯凭借度电成本低、集成效率高的优势，在央企集采、省级大储项目加速渗透；模块化成为系统集成创新的主流路线之一，标准化模块通过标准接口实现即插即用，可根据项目需求灵活组合成不同容量和配置的储能系统。
下游应用环节，在新能源集成融合发展新形势下，新型储能的价值更为突出，绿电直连、零碳园区、算电融合等多个细分板块均有国家级指导政策出台，新能源发电和新型储能的深度融合出现在越来越丰富的应用场景之中。
“中国储能网”多维回顾2025年中国新型储能产业重磅事件，整理出十余项行业发展大事记，详情如下：
1、“强制配储”落幕，行业告别野蛮增长阶段
2025年2月9日，国家发改委、国家能源局发布《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）》，强调“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。
至此，“强制配储”时代正式落幕。电源侧储能在“强制配储”时代遗留的“建而不用”模式、以及由此衍生出来的“租而不用”的容量租赁模式，都将难以为继。市场开始呼唤新型储能的真实利用价值，行业彻底告别野蛮生长的规模扩张阶段，迈入以技术创新为内核、以场景价值为导向的高质量发展新时期。
2、工信部等八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》
2025年2月18日，工业和信息化部等八部门联合发布《关于印发新型储能制造业高质量发展行动方案的通知（工信部联电子〔2025〕7号）》，标志着我国新型储能制造业进入全新发展阶段。
《方案》提出，到2027年，我国新型储能制造业将实现全链条国际竞争优势显著提升，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力显著增强。具体而言，计划培育3—5家千亿元以上规模的生态主导型企业，新型储能制造业规模与下游需求基本匹配，产业集群和生态体系不断完善。此外，《方案》还提出了六大专项行动，包括技术创新、产业协同发展、应用场景拓展等，涵盖22个具体发展方向。
3、国家能源局、工信部等五部门首次提出电化学储能全链条安全管理体系
2025年5月7日，国家能源局、工信部等五部门联合发布《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知（国能综通安全〔2025〕65号）》，明确提出统筹发展和安全，将确保安全作为发展电化学储能的重要前提，融入到电化学储能发展各个环节，促进电化学储能高质量发展。
文件首次提出电化学储能全链条安全管理体系，在项目可行性研究阶段要对项目安全生产条件和设施进行综合分析，在竣工或试运行完成后对项目安全设施进行检查，项目投运一定时间后开展安全后评价，确保项目全生命周期安全可靠。
4、《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》印发
2025年9月12日，国家发改委、能源局发布《关于印发<新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）>的通知（发改能源〔2025〕1144号）》，提出2025-2027年新型储能发展目标，预计三年内全国新增装机容量超过1亿千瓦，2027年底达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。
《行动方案》积极回应新型储能行业关切，提出推动新型储能发展的五方面举措：一是促进新型储能应用场景拓展；二是推动新型储能利用水平提升；三是引领新型储能创新融合；四是加强新型储能标准体系建设；五是加快新型储能市场机制完善。
5、电芯容量再升级，向500Ah+迈进
2025 年，储能电芯加速从314Ah向500Ah+迈进。大储成500+Ah储能电芯应用核心主场，新型储能规模化建设浪潮，为500+Ah 电芯提供了最广阔的应用土壤，发电侧、电网侧大型储能项目成为其落地的核心场景。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年，市场上6MWh+以上的产品共80多种，宁德时代、国轩高科、力神电池、易事特、采日能源、远景储能等企业搭载500Ah+以上电芯的大储系统产品容量能达到7-26.8MWh。
作为500+Ah的主流产品，587Ah电芯凭借度电成本低、集成效率高的优势，正在央企集采、省级大储项目加速渗透。2025年12月26日，宁德时代587Ah电芯中标中车株洲所2026年20GWh储能电芯需求60%，规模达12GWh。
6、模块化成系统集成主要创新路线之一
大容量电芯应用推动储能系统集成快速向更高、更大容量迈进，进入2025年，模块化成为大储系统集成创新的主流路线之一。
模块化设计核心是将系统分解为多个独立的标准化模块，每个模块包含储能单元、控制单元、热管理系统及连接件等。这些模块如同积木一般，通过标准接口实现即插即用，可根据项目需求灵活组合成不同容量和配置的储能系统，通过增加电池模块、PACK，还可实现更长的储能时长。
2025年5月7日，宁德时代推出全球首款可量产的9MWh超大容量储能系统TENER Stack，最大的亮点是，宁德时代开发了“Two in One”模块化设计，采用创新的“上下堆叠积木式结构”，将系统拆分为两个模块，将每个半高箱的重量严格控制在36吨以下，确保符合全球99%市场的运输法规，同时，最多可节省35%的运输成本，体积利用率提升45%。
7、同比增长近3倍，构网型储能实现规模化应用
2025年，构网型储能凭借其主动支撑电网稳定的核心能力，从技术验证迈入规模化应用新阶段。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年国内共有66个构网型储能项目投运，规模为7.3GW/25.2GWh，容量规模较2024年增长近3倍，渗透率为12.8%。
伴随着西北、西南地区先试先行及构网型储能的优势得到市场广泛认可，构网型储能在2025年加速向东、中部城市渗透，其中四川、云南、冀北等地均实现了构网型储能应用首次落地。值得注意的是，构网型混合储能项目增量明显。在新型电力系统对于储能功率、时长、响应时间等多样化需求的当下，单一储能技术路线存在明显短板，构网型混合储能技术以“自主支撑+多元融合”的双重优势，为破解这一困局提供了关键方案。
8、首部储能用锂电池安全国标正式实施
2025年8月1日，我国首部储能用锂电池安全强制性国家标准《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》（GB 44240—2024）正式实施，标志着储能安全监管从推荐性迈入强制性新阶段。
该标准以全生命周期安全为核心，覆盖电池设计制造、运输安装、运维回收等全链条，在电芯层级新增振动、加速冲击、浅刺、强制放电等严苛测试项目，过充测试更是在传统基础上增加恒压过充1小时要求，技术指标整体严于国际标准。
当前，我国已逐步构建起以国家标准为核心、行业标准为支撑、地方标准为补充的多层次储能安全标准体系，三维协同发力，共同为储能产业高质量发展筑牢根基。
9、绿电直连重构绿电供需关系，多省明确配储需求
2025年5月30日，国家发改委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知（发改能源〔2025〕650号）》，首次在国家层面明确了绿电直连的核心定义和实施路径。
关于新能源发电利用率和上网比例，文件指出，项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。
一场重构绿电供需关系、赋能产业绿色竞争力的全新探索正式启动。截至2025年12月31日，全国共有13个省公布了绿电直连正式文件或征求意见稿，其中，多数省份明确绿电直连项目的配储要求。
10、算电融合加速演进，“数据中心+新能源+储能”模式日渐完善
2025年，号称中国AI产业的“算力基建元年”，行业呈现出爆发式增长态势。与此同时，算电融合也朝着一体化协同方向加速演进。
在国内算电融合的宏观发展大势下，“数据中心+新能源+储能”的协同发展模式逐渐脱颖而出。八大算力枢纽节点覆盖区域中，江苏、安徽、四川、贵州、甘肃、宁夏等多省在“十五五”规划中明确提出，“推动算力、绿色电力协同发展”。
11、零碳园区国家级指导政策出台，新型储能是必要元素之一
2025年7月8日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知（发改环资〔2025〕910号）》，零碳园区的国家级指导政策正式出台。10月24日，中共中央举行新闻发布会，明确提出，“十五五”时期，力争建成100个左右国家级零碳园区。
据CESA储能应用分会数据库不完全统计，2025年以来，江苏、湖南、四川等10个省份24个零碳园区项目并网，容量规模近1.4GWh。项目包含光储充、微电网、绿电直连等多元创新形式，新型储能是必要元素之一。
2025年12月26日，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《国家级零碳园区建设名单（第一批）》，明确首批52个园区名单，实现31个省（区、市）和新疆生产建设兵团全覆盖。
12、集成融合发展大势，为新型储能开辟海量应用场景
2025年11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见（发改能源〔2025〕1360号）》（简称“1360号文”）；11月12日，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见（国能发新能〔2025〕93号）》（简称“93号文”）。
两份政策相互关联、互为补充。其中，1360号文可以看作是一份纲领性文件，系统性提出促进新能源消纳和优化系统调控的宏观举措；而93号文则是更为详细的指导性文件，主要围绕新能源集成融合发展展开。可以说两份文件的出台，从政策端正式明确了：未来五年，集成融合将成为中国新能源投资开发建设的主流模式之一。
集成融合发展新形势下，新型储能在新能源项目中的价值更为突出，在开发、运营、电力交易等各个环节中，新能源发电和储能的绑定也将越发紧密。2025年，国家密集出台源网荷储一体化相关政策，从光储融合、虚拟电厂、绿电直连、零碳园区、算电融合等多个维度提供全方位的政策助力，打通项目商业模式创新、电力交易规则、投融资等关键环节。
13、“工商业分时电价”退场，新型储能收益模式创新
2025年12月26日，国家发改委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则（发改能源规〔2025〕1656号）》，文件指出，“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段”。
利用工商业分时电价政策，在电价低谷时段充电，高峰时段放电，利用峰谷价差套利，这是当前工商业储能最主要的收益来源。该文件的出台，强调不再以工商业分时电价强行干预，促进上游批发环节的市场竞争价格水平和变化趋势，“同频”贯彻到下游零售环节。这样的变化将直接推动工商业储能逐步从单一峰谷套利的收益模式，发展为以峰谷套利为主，主动参与需求侧响应、虚拟电厂聚合、备用电源保障为辅的多元收益模式，由此提升综合收益。
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