BMS 下游储能行业的发展趋势
思瀚产业研究院 高特电子    2025-11-22

①储能的重要性

全球能源正加速向清洁低碳方向转型，以风电、光伏为代表的可再生能源逐步成为主体能源。根据国际可再生能源署（IRENA）统计，2024 年全球可再生能源装机容量新增 585GW，占全球新增电力装机容量的 92.5%；根据国家能源局统计，2024 年我国风光发电装机容量占我国发电装机容量比例达到 42.03%，较 2018 年增加 23个百分点，预计风光新能源装机容量占比将持续稳步提升。

风电、光伏等可再生能源受自然条件制约，导致发电与用电错配，且风光发电出力呈现间歇性与随机性，对电网稳定运行带来巨大挑战，随着风光装机占比继续提高，电网安全运行压力日益凸显。储能技术是目前解决电力供需实时平衡的关键手段，其核心功能在于将电能转化为可存储形式（如化学能、机械能），并在需求时段释放以抑制电网系统波动。

储能系统通过动态吸收过剩电能、按需释放，有效平抑新能源功率波动，提升可再生能源消纳率。在新型电力系统中，储能可执行调峰、调频、备用容量支撑等关键功能，推动能源结构从化石能源主导转向可再生能源为主体，成为构建新型电力系统的核心技术支撑。

②储能的应用场景及作用

储能系统按应用场景可分为表前储能（电源侧/电网侧）与表后储能（用户侧）两类。表前储能以大规模集中式部署为主，通常称为大储，主要承担电网调峰调频、新能源出力平滑、输电阻塞缓解、支撑电网稳定等功能，是提升电力系统灵活性与可再生能源消纳能力的核心基础设施；其技术标准与电网兼容性要求较高，需适配高压系统及快速功率响应能力。

表后储能以工商业、居民社区为主导，通过峰谷电价差优化用电成本、提升供电稳定性，并可结合分布式光伏构建自发自用体系。国内用户侧储能市场目前以工商业需求为核心。两类场景共同受益于新能源产业政策推动及电力市场化改革深化，其中表前储能聚焦系统级安全与长时调节能力建设，表后储能向模块化、智能化方向迭代。

③储能行业市场规模

当前储能技术主要分为物理机械储能、电化学储能、电磁储能和光热储能四类，其中物理机械储能与电化学储能占据市场主导地位。物理机械储能以抽水蓄能为代表，技术成熟且装机规模最大；电化学储能则以锂离子电池、钠离子电池等为核心，凭借高能量密度、快速响应和场景适应性成为新兴领域的主要增长点。

抽水蓄能自 20 世纪 90 年代实现商业化以来，长期承担电网削峰填谷、调频及事故备用的核心功能。其技术成熟度与规模效应显著，但受限于特定地理条件（如地形落差、水源稳定性）及长周期建设（5-8 年），可开发优质站点日趋稀缺，未来增量空间受限。

电化学储能凭借部署灵活性高（适配电源侧、电网侧、用户侧）、建设周期短等特性，已成为新型电力系统构建的关键技术。锂离子电池作为主流路线，通过材料创新与工艺优化推动成本持续下降，驱动产业化进程加速。在政策支持与规模化应用推动下，电化学储能已占据新增装机量的绝对份额，并逐步向长时储能、高安全体系等方向迭代，支撑可再生能源高比例渗透目标。

全球市场方面，新型储能主导增长，锂电储能地位稳固。根据 CNESA 统计数据，截至 2024 年末，全球电力储能累计装机规模达 372.0GW，同比增长28.6%。市场结构加速转型，抽水蓄能占比首次跌破 60%（较 2023 年下降 12.7个百分点），新型储能装机占比提升至 44.5%（165.4GW）。锂离子电池储能以97.5%的占比主导新型储能领域。

中国市场方面，结构性转型加速，新型储能渗透率跃升。根据 CNESA 统计数据，截至 2024 年末，中国电力储能累计装机 137.9GW，新型储能装机规模首次超过抽水蓄能，锂离子电池储能成为市场占比最大的储能技术，累计装机占比超 55.2%。

2、新型储能市场情况

根据 CNESA 统计数据，截至 2024 年末，全球新型储能市场累计装机规模约为 165.4GW，较上一年末增长 81.1%，其中锂离子电池储能市场份额 97.5%，占据绝对主导地位。

根据 CNESA 统计数据，全球新型储能新增装机快速增长，新增装机由

2018年的 3.70GW提升至 2024 年的 74.10GW，复合增长率高达 64.71%。

根据装机区域分布来看，2024 年中国、欧洲、美国继续引领全球储能市场发展，新增装机分别为 43.7GW、11.1GW 和 11.8GW，同比增速分别为 103%、11%和 35%，三者新增装机规模合计占全球市场的 90%，其中中国市场新增新型储能装机规模占比达 59%。

①中国市场

根据 CNESA 统计数据，截至 2024 年末，中国市场新型储能累计装机功率/能量规模达到 78.3GW/184.2GWh，累计能量装机规模首次突破 100GWh，占全球 市 场 的 48.3%。2024 年 新 增 新 型 储 能 投 运 装 机 功 率/能 量 规 模 为43.7GW/109.8GWh，同比增长 103%/136%。

根据 CNESA 预计，保守场景下，预计 2030 年新型储能累计规模将达到236.1GW，2024-2030 年复合年均增长率为 20.2%；理想场景下，预计 2030 年新型储能累计规模将达到 291.2GW，2024-2030 年复合年均增长率为 24.5%。未来 5年，国内新型储能市场仍将呈现持续增长的趋势。

储能系统按应用场景可分为表前储能（电源侧/电网侧）与表后储能（用户侧）两类。根据 CNESA 统计数据，2024 年新型储能装机中表前储能（电源侧+电网侧）合计占比 92.80%，占据绝对主导地位；用户侧储能占比 7.2%，以工商业储能为主。

A.电源侧储能

电源侧储能主要部署于风电场、光伏电站和火电厂，是保障电力系统安全稳定运行的关键基础设施。其核心功能包括平抑新能源出力波动、提升电网频率调节能力及降低弃风弃光率，为高比例可再生能源并网提供技术支撑。

根据国家能源局数据，2015 年至 2024 年，全国风电、光伏合计新增装机规模从 48.1GW 增长至 2024 年357.82GW，年均复合增速达到 24.98%。随着风电、光伏装机规模快速扩大，新能源出力的波动性与随机性对电网稳定运行形成持续压力。

配套储能系统通过功率配比与备电时长协同配置，成为缓解弃风弃光、提升电源侧并网可靠性的核心解决方案，可有效平滑新能源出力曲线，降低日内功率波动幅度，增强源网荷储协同响应能力，从而提升新能源发电与用电负荷的动态匹配效率。

随着风电、光伏新能源装机规模的快速增长，储能作为提升电力系统调节能力和促进新能源消纳的关键技术，受到各地政府的高度重视，陆续出台的配储政策，成为新型储能行业发展的重要驱动力。

2025 年 1 月，国家发改委、国家能源局联合下发 136 号文，配置储能不再作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。新能源配储相关的产业政策发生调整，从“强制配储”转向“市场驱动”。

短期来看新能源配储政策的调整，可能导致电源侧储能项目配置规模减小或推迟投资。但长期来看，在国家推动能源结构绿色安全转型升级、达成“碳达峰、碳中和”战略目标、深化电力市场化改革的政策背景下，未来风电、光伏等新能源项目的装机规模仍将保持稳步增长，而新型储能在应对新能源项目大规模并网带来的波动性、间歇性挑战，以及提升电力系统灵活性和稳定性方面发挥着关键作用，新型储能项目的装机规模和市场需求仍将持续增长。

2025 年 4 月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，要求“2025 年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行”，为储能参与电力现货市场、实现市场价值带来了机遇。电力现货市场的开启为储能提供了灵活的盈利模式，储能可以作为电力市场中的重要参与者，承担起调峰、电量交易、辅助服务等多重角色，储能的灵活性和响应速度使其能够在快速变化的市场中占据优势。

B.电网侧储能

在电网侧，储能系统主要承担电力系统调频及电能质量优化功能，传统应用场景集中于火电厂周边区域，通过毫秒级功率响应平抑机组惯性延迟引发的频率偏差。当用电负荷低于发电功率导致频率上升时，储能系统通过充电消纳过剩电力；反之则通过放电补充功率缺口，从而维持电网频率稳定在标准技术规范范围内。随着新能源发电渗透率提升，电力系统波动性显著加剧，电网侧储能的功能定位已从单一调频向多维度调节延伸，涵盖输电阻塞缓解、电网扩容替代及备用容量支撑等复合场景，其作为电网柔性调节资源的战略价值持续凸显。

电网侧独立储能通过参与辅助服务市场及容量租赁等多元化收益渠道，较电源侧项目形成显著经济性优势，逐步成为国内储能产业重点投资领域。电网侧储能作为新型电力系统灵活性调节资源，依托独立于发电主体的部署特性，通过市场化机制参与电力辅助服务及现货交易，商业模式清晰度持续提升2023 年 10 月，国家发改委办公厅等部门联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。

推动电力现货市场建设进程提速。2024 年，山西、山东等地区域电力现货市场进入正式运行阶段，山东、江西、青海等地已明确将储能纳入电源侧交易主体范畴。电力市场化改革框架下，现货市场交易、辅助服务补偿及容量电价机制成为完善储能商业模式的关键路径。根据 CNESA 统计数据，2024 年电网侧新型储能新增装机规模占比达 61.2%。

C.用户侧储能

用户侧储能可分为工商业储能和户用储能，户用储能主要指家庭用储能设备或便携式储能装置，核心功能为电力自发自用及提升供电可靠性；而工商业储能主要部署于工业园区、商业楼宇及通信基站/数据中心等场景，承担峰谷价差套利、电力自用优化、容量电费管理及供电可靠性提升等功能，系我国用户侧储能的核心应用领域。

相较欧美国家，我国工商业用户需承担更高过网费用及居民用电交叉补贴成本。现行居民电价处于较低水平且调节机制尚不完善，户用储能经济性仍待电力市场化改革培育。而工商业储能受益于两部制电价普及和峰谷价差扩大政策，形成明确收益模型。

根据 EESA 统计，2024 年国内工商业储能新增装机 8.2GWh，同比增长超200%。受宏观环境影响，2021 年装机量阶段性回调，2022 年快速复苏并于2023年突破 GWh 量级，标志行业进入规模化发展阶段。

②美国市场

A.美国市场储能新增装机量持续增长近年来，美国新型储能市场呈现显著增长态势。根据 Wood Mackenzie 研究数据显示，美国新型储能新增装机功率规模自 2018 年的 0.38GW 持续攀升，至2024年达到 12.3GW，年复合增长率达 78.95%，储能市场扩容势头强劲。

从需求结构来看，美国储能装机主要受新能源配套储能与电网侧独立储能双轮驱动。根据 Wood Mackenzie 统计，2024 年电网级储能新增装机规模10.92GW，占全年新增装机规模的 88.64%，而工商业及户用储能等表后市场占比仍相对有限。

B.美国市场储能装机规模长期稳定增长

根据 Wood Mackenzie&美国清洁能源协会联合发布《美国储能装机监测报告（2025 年第一季度和 2024 年回顾）》，2025 年美国市场储能新增装机容量仍将超过 15GW。

③欧洲市场

2022-2023 年期间，受俄乌冲突引发的天然气供应危机驱动，欧洲市场户储经历爆发式增长。但伴随居民用电价格理性回落、产业链库存压力显现，叠加意大利等主要市场补贴政策退坡影响，预计 2025 年欧洲户储装机量将进入阶段性调整周期。相较而言，具备更强成长确定性的大储市场正加速崛起。

2024 年成为欧洲储能市场发展的关键转折年。根据欧洲储能协会（EASE）和研究咨询公司 LCP Delta 数据，欧洲市场 2024 年电网侧大型储能系统新增装机达 12.1GWh，同比增长 280%，首次超越户储装机规模 9.6GWh。根据欧洲光伏协会（SPE）数据，从发展动能看，预计 2024-2028 年大储市场年复合增长率将达 35%，至 2028 年，欧洲市场大储年度新增装机量将攀升至 36GWh，较户储（23GWh）、工商业储能（20GWh）形成明显领先优势。

欧盟能源战略转型构成核心支撑。欧盟 2023 年 10 月修订生效的可再生能源指令（EU/2023/2413）将 2030 年可再生能源消费占比目标从 32%上调至42.5%，并设定 45%的意向目标。该政策加速成员国能源结构转型进程，多国实际部署进度已超规划预期，进一步催生系统调节需求。据欧洲光伏协会及欧洲风能协会预测，2023-2030 年欧洲光伏与风电装机复合增速将分别达 10%和18%，风电、光伏新能源装机放量增长直接驱动配套储能需求。

④新兴市场

根据 CNESA 统计数据，2023 年全球新兴市场储能新增装机规模达 5.5GW，占全球市场份额的 12%。 尽管当前多数新兴市场年度新增装机规模仍处于2GW 以下区间，较中国、美国及欧洲等成熟市场存在一定的体量差距，但发展动能正在加速积聚。

新兴市场储能需求释放受益于多重结构性因素共振：其一，新能源发电渗透率持续提升催生系统调节刚性需求；其二，政策激励引导机制加速储能商业化应用进程；其三，区域电价波动上行强化储能经济性价值。上述因素叠加推动储能应用场景向多元化拓展。

根据野村东方国际证券研究预测，2024-2030 年新兴市场储能新增装机年复合增长率将达 30%，增速表现超越欧洲市场，并接近美国市场增速水平。在政策框架完善与能源转型深化的双重支撑下，新兴市场有望以多点突破态势领跑全球储能市场扩容进程。