我国新型储能主要分布在源网侧。
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。
