2025拼盘热播剧丨构网、内卷、出海、AIDC……储能“十大关键词”出炉

2025年是储能行业机遇与挑战并存的转折之年。这年，储能告别了过去几年政治红利推动下的“粗放生长”，正式进入以市场为导向、技术创新驱动的新阶段。在这场产业变革中，涌现出了一系列标志性的关键词，记录了2025年储能行业发展的关键脉络。

136号文

2025年，若要评选对储能行业影响最为深远的政策文件，国家发展改革委与国家能源局联合发布的《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）（业界俗称“136号文”）无疑位居榜首，该文件拉开了储能市场化改革的序幕。

136号文的核心内容是“取消强制配储”。过去，虽然强制配储推动了储能装机容量的快速增长，但也导致大量资产“建而未用”，使储能沦为新能源的“附属品”。从长远来看，136号文的“松绑”清扫了储能行业健康发展的最大障碍。它倒逼储能项目必须具有经济性，使投资者从“为建而建”转向“为用而建”，迫使业主更加关注整个生命周期的成本与收益，使行业从规模扩张转向价值深耕。

当储能成为独立的市场主体，共享储能、虚拟电厂等商业模式获得了前所未有的发展空间，储能装机不降反增。根据国家能源局披露数据显示，2025年上半年我国新型储能新增装机54GWh，同比增长超62%。

新型储能规模化建设专项行动方案

除了136号文，国家发改委、能源局联合印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》同样备受瞩目。《方案》的推出给受136号文震荡的储能行业吃了一颗“定心丸”。文件设定了2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上的“硬指标”，带动项目直接投资约2500亿元。

同时，《方案》从鼓励新型储能全面参与电能量市场、引导新型储能参与辅助服务市场、加快新型储能价格机制建设、推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制、鼓励储能技术“百花齐放”等多个方面明确和规范了储能发展方向。方案发布后，10月，河南省发改委提出当独立储能因现货运行导致收益减少时，以储能电站系统循环电效率75%为基准，按照上网电量0.383元/千瓦时兜底收益，对结算不足部分给予补偿。12月，浙江省给17个项目以200元/kW/年的补偿标准补偿金额2.328亿元。同12月，甘肃省发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，提出电网侧独立新型储能可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元……

《方案》的价值不仅在于能否实现1.8亿千瓦的装机数字，更在于它能否成功引导中国储能产业链跨过从“政策引导”到“产业自强”的过渡期。

1502号文

如果说136号文终结了强制配储时代，那么年底推出的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号）（业界俗称“1502号文”）推动的电价改革则直接冲击了储能的盈利逻辑，尽管它并不专门针对储能。

1502号文对储能的主要影响为，直接参与电力市场的储能将告别政府设定的固定分时电价，转而执行根据市场供需变化的灵活分时电价机制。这使“峰谷套利”收入模式几乎成为过去，以前只需计算固定价差就能估算回报，现在电价根据市场实时波动，仅简单依靠“低充高放”的传统盈利模式几近失效。

但这并不代表工商业储能就此“出局”。电力市场反映的是真实供需，不再是政府制定波动，体现了市场端灵活性调整，可能价差更大、调节的频次更高。为应对行业竞争与分时电价变化，工商业储能领域在此之前就已开始引入AI参与电力市场交易，通过AI大模型预判现货市场的电价变化趋势与峰谷价差窗口，实现了市场主导下的智能化“峰谷套利”。此外，政策调整也迫使企业在内部提升技术能力，同时探索多元价值，主动参与频率调节、备用储备等辅助服务市场。

随着政策推出，辅助服务的门槛与专业度要求也在持续提升，也将进一步催生储能运营服务的蓬勃发展。

反内卷

“内卷”是2025年储能行业的另一个高频词汇。今年，储能系统集成报价不断创下新低，0.38元/Wh的报价一度震惊行业。这种低价竞争不仅压缩企业利润，还阻碍了中国储能产业的良性发展。

面对此景，一场自上而下、覆盖整个行业的“反内卷”行动在2025年悄然兴起。

在政策层面上，多地政府在项目招标中开始强调“综合评估”，不再“唯价格论”，7月，国家发改委、市场监管总局联合发布《中华人民共和国价格法修正草案（征求意见稿）》明确提出“防止内卷式恶性竞争”。11月，工信部专门组织动力和储能电池产业链制造业企业座谈会，提出落实“综合整治‘内卷式’竞争”的决策部署。如“中电联”等行业协会也积极发声，发布了自律倡议，呼吁企业理性竞争，守住质量和安全底线。

企业自身也主动寻求变革。头部企业通过技术创新创造差异化的竞争优势，例如推出寿命更长、能量密度更高、系统效率更优的产品。同时，通过精细化管理和供应链优化，实现真正的“成本”降低，而不仅仅是简单的“价格战”。

产业链层面的积极变化更印证了价值回归趋势。2025年下半年起，电解液、正极材料等核心环节价格持续反弹涨价。正极材料方面，碳酸锂价格快速回升，12月单月涨幅超20000元/吨，湖南裕能、德加能源龙蟠科技等头部企业纷纷宣布涨价。电解液环节更是表现抢眼，核心溶质六氟磷酸2025年7月至11月涨幅达214.4%，11月12日添加剂VC价格单日暴涨68%，储能材料都出现了不同程度的价格上涨。这一轮涨价标志着企业或将摆脱“低价亏单”的恶性循环。2025年的“反内卷”宣告了通过低价抢占市场份额的模式已难以为继，行业正从追求规模上的“大”，转向追求质量、技术和品牌上的“强”。价值回归成为2025年下半年行业发展的主旋律。

储能出海

国内市场竞争加剧的背景下，海外成为中国储能企业突围的战略高地。据不完全统计，2025年中国储能企业在海外合作签约累计超210GWh。市场分布多点开花，欧洲和美洲稳步增长，澳大利亚户储蓬勃发展，东南亚和非洲等新兴市场的刚性需求也日益显现巨大潜力……中企也在各大市场开启强势反超，赢得更多订单和市场份额。

出海热潮是内外因共振的结果。国内的价格战持续挤压利润，企业急需寻找新的空间；全球能源转型的背景下，储能已成为刚需。中国在电池制造、系统集成和成本控制方面的优势，让产品在全球范围内极具竞争力……

值得注意的是，储能出海已从“卖产品”转向提供完整的“技术+服务”解决方案，甚至直接参与项目开发以及投融资。虽然贸易壁垒和地缘风险等挑战依然存在，但出海已成为中国储能迈向全球领先地位的必由之路。

构网型储能

随着新能源占比攀升，传统的“强电网”正在向“弱电网”演变，惯性下降、电压稳定性降低等问题凸显。2025年，构网型储能强势崛起成为市场的热点，并将成为支撑高比例新能源电力系统的关键。

构网型储能与传统跟网型储能的主要区别在于从“被动跟随”转向“主动支撑”。跟网型储能对于电网相当于电流源，必须依赖电网提供的稳定电压和频率才能稳定运行。而构网型储能则能够主动建立稳定的电压和频率，提供虚拟惯量、电压支撑和黑启动等关键能力。

其实，行业一度面临缺乏统一标准的发展难点。而在2025年8月，构网型储能终于迎来首个国家标准，《构网型变流器通用技术规范》正式开始征求意见，其中首次明确了对于储能PCS的过流能力、惯量和阻尼、有功功率控制、无功功率控制、一次调频、相角跳变相应等技术要求。

与此同时，头部企业已率先在应用端进行了前瞻性探索。南瑞继保推出高压直挂构网型储能，阳光电源“全网况风光储构网系统的关键技术及应用”达到国际领先水平，远景能源融合构网智能体、交易智能体，打造远景AI储能系统。

2025年被誉为构网型储能规模化应用元年。《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》首次明确要求构网型储能渗透率目标突破30%。2025年仅前九个月，新增构网型储能装机容量就接近10GWh，相关产品已在“新疆和田县300兆瓦/1200兆瓦时构网型独立储能项目”和“沙特NEOM全球最大风光储氢多能互补构网型项目”等多个国内外市场应用。

未来，构网型储能终将成为新型电力系统的“必需品”。

固态电池

提到2025年最受关注的储能技术，固态电池必有一席之地。这项技术被视为是解决当前锂电池痛点的关键方向。

与传统常见的电池相比，固态电池使用固体电解质，核心优势在于本质安全性——具有本质安全、不可燃、无腐蚀且耐高温的高安全特征，即便遭遇穿刺、短路等极端情况也不易发生热失控，这对于人口密集区等高安全要求的储能场景至关重要。其次，目前纳入工信部储能电池白名单的能量密度要求仅≥155Wh/kg，而固态电池能量密度优势显著，有望超过500Wh/kg，这意味着固态电池若应用于储能则可以具备更高集成度、节省空间。但现阶段行业仍面临三大核心难点：技术定义与分类标准尚未完全统一、固-固界面接触难题及量产工艺不成熟、核心材料与制造设备成本偏高。

在政策端，2025年底，全国汽标委发布全球首个固态电池国家标准征求意见稿，不仅规范了固态电池术语、分类体系及编码规则，还明确了核心参数标准，固态电池需满足液体失重率低于0.5%。将有效解决此前行业定义模糊的痛点。尽管目前固态电池仍面临三大挑战，但随着材料创新和工艺优化，成本问题最终将得到解决。这一“终极方案”正一步步走近现实。

在储能领域，固态电池适用于人口密集地区的储能电站、户用储能、新能源汽车等对安全性和能量密度的要求较高的场景，其中海博思创已经与卫蓝新能源合作，将其半固态电池应用于储能项目。2025年6月，全球首套原位固态化固态电池电网侧大规模储能电站项目——浙江龙泉磷酸铁锂储能示范项目全容量并网。

混合储能

面对电力系统日益复杂和多样化的需求，任何单一的储能技术都无法完美应对所有场景。因此，“混合储能”在2025年成为了一项重要的储能模式。混合储能是指将两种或两种以上不同类型的储能技术结合起来，以弥补单一技术难以兼顾功率响应速度、能量时长、循环寿命和经济性等多重需求的储能方式。

2025年，我们看到了各种混合储能方案的大规模落地。例如，内蒙古蒙能磴口储能电站总容量达100.5万千瓦/301万千瓦时——目前全球已建成规模最大的储能电站。项目采用“全钒液流+磷酸铁锂”混合技术，既能应对短时功率波动，又能实现长时间的能量时移。嘉峪关500MW/1000MWh大型独立储能电站项目，包含磷酸铁锂和超级电容储能技术；甘泉堡400兆瓦/1600兆瓦时混合电化学共享储能项目，包含磷酸铁锂和飞轮储能技术；大柴旦100万千瓦风光储项目配套储能电站工程科翡储能电站更是包含了钠离子电池、半固态电池、全钒液流、超级电容、飞轮储能等8种储能类型，为未来混合储能项目建设提供了样本。

据统计，2025年1月至9月，中国新增并网的混合储能电站超20座，总规模超11GWh，显示出强劲的发展势头。混合储能的兴起表明，储能应用正从“通用化”转向“场景化”和“精细化”。

AIDC储能

2025年AI技术井喷，人工智能数据中心（AIDC）的建设已进入快车道。AIDC用电负荷极大，单机柜功率是传统数据中心的5-10倍，且大模型训练过程中，极易引发局部电压与频率振荡，对电力可靠性的要求极高，传统市电难以满足AIDC高功率、高稳定性和高可持续性需求。此外，24小时不间断供电和电价波动与可再生能源的间歇性天然存在冲突。这些问题催生了AIDC对储能的巨大需求，AIDC配储成为行业新的增长点。

同时，储能的作用正在从“备用”转向“主力”。一方面，它可以协助负荷侧的稳压稳频，保证用电稳定性。另一方面，绿电与储能的结合，作为AIDC重要电力供应解决方案之一，可以保障持续的能源供应。预计到2030年，全球AIDC储能需求将达到300GWh。

值得关注的是，AIDC的高功率密度、剧烈负荷波动、高发热量等特殊需求，也对储能系统提出了三大核心要求：毫秒级响应速率以应对瞬时峰值负载、更高稳定性以抵御电网扰动，以及适配宽温域的环境适应性。

2025年，海辰储能、南都电源、阳光电源等多家头部储能企业纷纷推出针对性解决方案。未来，算力的增长将与储能装机深度绑定，储能将为AIDC的稳定运行提供硬件保障。

长时储能

要应对连续降雨和无风造成的供需差异等能源不平衡，实现“100%绿电”目标，长时储能必不可少。中国科学院工程热物理研究所所长陈海生将长时储能定义为，持续放电时间不低于4小时、寿命不低于20年的大规模低成本储能技术。具体可分为：中长时储能（4—10小时放电）、长时储能（10小时至1周放电）、超长时储能（1周以上放电）。2025年，长期储能的战略地位空前提升，成为技术和市场焦点。

2025年长时储能技术路线呈现出“百花齐放”的态势。全钒液流电池凭借其本征安全、使用寿命长等优点，成为4-10小时长时储能的优选。压缩空气储能则以其大规模、长寿命和单位成本低的优势，在10小时以上的大规模储能领域显示出巨大潜力。此外，传统磷酸铁锂储能在长时储能领域也迎来突破，如海辰储能推出全球首款8小时长时储能专用电芯，单体容量较主流产品提升4倍以上，且具备25年以上服役寿命。氢能储能、重力储能和熔盐储能等各类技术项目也在积极推进中。

2025年，长时储能正处于商业化爆发的前夕。随着成本的进一步下降和市场机制的完善，长时储能将成为实现“100%绿电”的关键。

2025年是中国储能行业的转折之年。十大关键词折射出从政策驱动到市场导向，从国内竞争到全球扩张，从跟网支撑到构网引领的深刻变革，每一次变化都伴随着挑战与机遇。一个更市场化、智能化、安全化和全球化的储能新时代已经开启。