2025年，全球储能产业迎来重要性拐点。

在能源转型加速与电力市场化深化的双重推动下，储能正从“补贴依赖型”迈向“经济可行、多元协同”的成熟产业。

根据公开数据，1-9月全球储能稀土新增装机达86GW，同比增长92%，其中国内新增41GW，海外新增45GW，首次实现内外市场双轮驱动，行业加速发展的格局初成。

站在当下的时间点，我们要去思考这轮储能装机大幅增长的背后是什么逻辑，特别是储能的增长能否持续？

这方面，刚好假期期间，笔者自己梳理从储能的行业格局、技术迭代和商业模式等梳理一下行业，下面分享一下自己的一些看法，欢迎跟大家一起交流学习。

一、市场机制激活：收益模式多元化

储能的经济性正在被重新定义。

过去依赖补贴与强制配储的被动发展模式，正转向以市场化收益为核心的主动投资逻辑。

在用户侧，峰谷电价套利成为核心驱动力。

广东、江苏等工业用电大省峰谷价差突破1.2元/度，为工商业储能创造了可观的盈利空间。

测算显示，配套1MWh储能系统的企业，投资回收期压缩可能至3.5年以内。（基于1.2元/度峰谷价差、每日两充两放、80%容量保持率测算）

2025年1-9月，国内用户侧储能新增装机达11.3GW，同比激增230%，其中工商业项目占比超75%，成为增长最快的应用场景。

在电网侧，储能正从单一调峰工具向“多收益模式”转型。

多地探索容量租赁、辅助服务、现货市场竞价等复合收益路径。

例如，2025年7月广东探索省级虚拟电厂（VPP）试点，整合2GW用户侧储能资源参与电网调度。

新疆则通过部署5GW储能系统，局部试点数据显示，风电利用率由85%提升至96%。

同期，国内电网侧储能招标量达9.2GW，同比增长105%，其中具备调频、黑启动等辅助服务能力的项目占比升至55%，标志着电网对储能的定位已经发生变化了。

从这方面来看，储能的身份，不光能存电，还能提供惯量支撑、电压调节、黑启动——这些在新型电力系统里，都是稀缺品。

二、技术持续突破：降本提效，从“拼成本”到“拼效率”

技术进步是储能实现经济性的根本支撑。

2020至2025年间，国内储能系统成本从1.8元/Wh降至0.8元/Wh，降幅达55%，而系统效率则从85%提升至92%，形成“成本下降+效率提升”的双重红利。

当前，磷酸铁锂仍是主流技术路线，占全球储能装机的82%。

280Ah及以上大电芯凭借更高的集成效率与更低的度电成本，已成为市场标配。电芯价格已探至0.5元/Wh，叠加智能BMS系统对电池寿命延长15%，全生命周期度电成本（LCOS）降至0.35元/度，在峰谷价差大的地区已实现“无补贴盈利”。

然而，锂电池在长时储能（4小时以上）场景仍面临经济性瓶颈。

为此，多种新型技术加速补位：全钒液流电池系统成本已降至1.5元/Wh，循环寿命超1.5万次，适合日级以上储能；

河北300MW压缩空气储能项目系统效率达70%，建设成本下降35%；

中关村储能联盟预测，到2030年长时储能装机有望将达150GW，占总储能装机的30%，技术路线将呈现“锂电主导、多技术并存”的格局。

从这方面来看，储能技术不再“押注单一赢家”，而是“按场景选最优解”。这或许正是产业成熟的标志。

三、模式创新：智能化趋势明显

未来的储能公司，拼的可能不是谁的电池便宜，或许是谁的系统更“聪明”。

目前，储能不断通过智能化升级与场景化定制，储能正从“硬件设备”演变为“能源服务解决方案”。

智能化成为提升运营效益的关键。

AI驱动的能量管理系统（EMS）可动态优化充放电策略，使峰谷套利收益提升20%，通过大数据分析提前识别电池衰减趋势，运维成本降低，提升项目全生命周期收益。

在特定场景中，储能技术快速迭代。

针对数据中心等高密度负荷场景，液冷系统普及率提升，散热效率提高40%，占地面积减少50%。

从这方面来看，储能或许正从“硬件思维”到“运营思维”的跃迁。

写在最后

回头看，2025年可能是储能的“临界点”之年。

用户侧自发增长，电网侧多元变现，技术端持续降本提效，运营端智能化升级——四大逻辑同时共振，推动储能从“行业驱动”迈向“经济驱动”。

所以，当下，储能或许才刚刚开始。

特别声明：以上内容绝不构成任何投资建议、引导或承诺，仅供学术研讨。

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