1月15日下午，储能国际峰会暨展览会2025新闻发布会暨CNESADataLink 2024年度储能数据发布活动在北京举行。会上，中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长、研究员陈海生，对2024年新型储能产业发展情况进行了全面总结，并对2025年的发展趋势进行了展望。

据陈海生介绍，中关村储能产业技术联盟（以下简称“CNESA”）预测，2025年新型储能新增装机预计在40.8吉瓦至51.9吉瓦之间，平均为45吉瓦。保守场景下，2025年新型储能累计装机将达到116.3GW，理想场景下将达到131.3GW。

同时新型储能产业将呈现多方面的变化，从储能价值看，规模化调节与保供价值将不断提升；从参与电力市场看，随着市场衔接机制不断完善，可参与市场服务向“一体多用、分时复用”模式演变；此外进入2025年行业洗牌将加剧，技术革新推动行业从“卷价格”向“卷价值”转变。

而据CNESA统计，截至2024年年底中国新型储能累计装机规模达78.3吉瓦/184.2吉瓦时，同比增长126.5%/147.5%;新增新型储能投运项目数量达1584个达43.7吉瓦。中标价格方面，2024年储能系统中标均价下降幅度趋缓，2小时磷酸铁锂储能系统全年中标均价628.07元/千瓦时，同比下降43%。EPC全年中标均价波动式下降，全年中标均价1181.28元/千瓦时，同比下降27.3%。

从储能出海看，2024年中国储能企业签约海外储能大单规模超150吉瓦时。主要市场来自美洲、欧洲、澳洲、非洲、东南亚、中东等地；出海企业中以电池类企业和光储类企业居多，占比超87%。

陈海生表示，从独立/共享储能商业模式看，容量租赁仍面临出租率低、租赁价格下降、出租周期缩短等问题，部分省份开始探索储能容量租赁新方案；其次，容量补偿机制不足，与其他灵活性资源“同质同价”的容量补偿机制仍然缺失；辅助服务市场不确定性增加，多地下调调峰补偿价格，调频市场也面临诸多限制；现货价差普遍较小，现货市场仍处于初级阶段，机制难以体现储能价值，应加快探索负电价机制、5分钟结算机制、现货能量市场与辅助服务市场耦合出清机制等；未来新能源加储能联合参与市场将成为商业模式的主思路。

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