在全球能源結構轉型與碳中和目標的驅動下，電網儲能行業正成為重塑電力系統的關鍵力量。電網儲能行業涉及通過儲能技術存儲電能并在需要時釋放，以優化電力系統運行。它包括多種儲能方式，如鋰離子電池、壓縮空氣儲能、液流電池等，主要應用于電網調峰、調頻、備用電源及新能源接入等領域，對提升電網穩定性、靈活性與新能源消納能力至關重要，是現代電力系統的關鍵組成部分。
電網儲能行業的崛起，本質上是技術突破與市場需求共振的結果。在技術端，鋰離子電池憑借高能量密度與快速響應能力，成為當前主流的儲能解決方案。與此同時，液流電池、鈉離子電池等新型技術的商業化進程加速，為長時儲能需求提供了更多選擇。這些技術進步不僅提升了儲能系統的安全性與壽命，更通過規模化生產降低了部署成本。例如，電池儲能系統的循環效率已從早期的70%提升至90%以上，顯著增強了經濟性。在應用端，電網儲能的應用場景呈現多元化趨勢：在發電側，儲能系統幫助新能源電站平滑出力曲線，提升并網穩定性;在輸配側，儲能設施緩解電網阻塞問題，延緩傳統基建投資;在用戶側，分布式儲能與虛擬電廠結合，推動能源消費模式向自主化、智能化轉變。這種全鏈條滲透能力，使電網儲能成為構建新型電力系統的核心支撐。
截至2024年底，我國電力儲能累計裝機超百吉瓦，達到137.9GW。新型儲能累計裝機規模首次超過抽水蓄能，達到78.3GW/184.2GWh，功率/能量規模同比增長126.5%/147.5%。2024年，中國新增投運新型儲能項目裝機規模43.7GW/109.8GWh，同比增長103%/136%，新增投運裝機規模首超百吉瓦時。
據中研產業研究院《2025-2030年中國電網儲能行業深度調研及投資戰略研究報告》分析：
從項目規模等級來看，近200個百兆瓦級項目實現投運，同比增長67%。從技術路線來看，鋰電占比與2023年同期相比變化不大;多種百兆瓦和百兆瓦時級非鋰儲能技術并網運行，實現應用突破。
從應用區域來看，新疆和內蒙古分列新增并網能量和功率裝機規模全國第一，內蒙古成為全國首個累計裝機突破10GW的省份。多地集中調用新型儲能，成功驗證新型儲能的保供和新能源消納價值。國網華北分部、國網華東分部、國網華中分部、國網西北分部均開展了新型儲能大規模集中調用，在新能源大發時段集中充電，在晚高峰時段集中放電，最大充放電能力均可達總額定功率的80%以上。在平衡較為緊張的山東、江蘇、浙江、安徽、內蒙古等省(區)，新型儲能最大頂峰同時率均達到90%以上。廣東省多座獨立儲能電站每天“兩充兩放”高頻次響應電網調度要求，有效夯實了全省電力保障能力。
一方面，分布式“光伏+儲能”在工商業園區普及，2025年中國用戶側儲能裝機占比將達35%，江蘇、廣東等地試點V2G(車網互動)技術，實現電動汽車充放電與電網需求響應聯動。另一方面，虛擬電廠聚合分布式儲能資源參與電力現貨市場，山東、山西等地項目通過峰谷價差和輔助服務收益，使投資回收期縮短至4-6年。此外，氫儲能在鋼鐵、化工等高耗能行業的脫碳場景中加速落地，歐洲已有項目實現綠氫儲能與工業用能無縫銜接。政策端，風光配儲剛性要求與電力市場化改革將驅動應用規模持續擴張，預計2030年全球儲能裝機中可再生能源并網占比超60%。
政策支持是電網儲能行業快速成長的重要推手。各國政府通過立法明確儲能的獨立市場主體地位，建立容量電價、峰谷價差套利等收益機制，為行業創造穩定回報預期。在政策引導下，電網儲能產業鏈加速完善：上游原材料供應體系逐步成熟，中游設備制造企業通過技術迭代形成差異化競爭，下游系統集成商與電力服務商探索“儲能+”綜合解決方案。這種生態化發展不僅提升了行業抗風險能力，更催生出能源互聯網、車網互動(V2G)等創新商業模式，進一步拓展市場邊界。
隨著能源轉型進入深水區，電網儲能行業將不僅是技術競爭的高地，更是重塑全球能源治理體系的關鍵戰場。其發展成果不僅關乎電力系統的穩定性與可持續性，更將影響未來能源產業的格局與走向。在這個充滿變革的時代，電網儲能行業正以創新為筆，書寫著能源革命的新篇章。
想要了解更多電網儲能行業詳情分析，可以點擊查看中研普華研究報告《2025-2030年中國電網儲能行業深度調研及投資戰略研究報告》。
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