2025 输电行业储能协同发展研究

2025输电行业储能协同发展研究摘要随着“双碳”目标的深入推进，新能源发电（风电、光伏等）占比持续攀升，电力系统正经历从“传统火电主导”向“新能源为主体”的深刻转型输电网络作为新能源消纳的“血脉”，其稳定性、灵活性与经济性面临严峻挑战；储能技术则被视为破解新能源波动性、保障电网安全的关键支撑在此背景下，“输电行业储能协同发展”已成为构建新型电力系统的核心议题本报告立足2025年行业发展节点，从背景意义、现状挑战、协同模式、技术路径、政策建议等维度展开研究，旨在为行业探索“输电+储能”深度融合的可行路径提供参考

一、引言协同发展的时代背景与战略意义

1.1研究背景当前，全球能源转型进程加速，中国“双碳”目标（2030碳达峰、2060碳中和）推动下，新能源装机容量呈爆发式增长据中国电力企业联合会数据，2023年全国风电、光伏总装机达

12.5亿千瓦，占发电总装机比重超48%；预计2025年这一数字将突破18亿千瓦，占比提升至55%以上然而，新能源发电的“间歇性、波动性、反调峰”特性，对输电网络的“接纳能力、调节能力、安全稳定水平”提出了更高要求——传统以“大机组、强电网”为核心的电力系统，已难以适应高比例新能源并网的新形势与此同时，储能技术成本快速下降，2023年锂电池储能度电成本较2015年下降超70%，从2元/Wh降至

0.6元/Wh左右，具备规模化应用条件抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等技术路线百花齐放，第1页共11页为电网提供调频、调峰、备用等多场景服务在此背景下，“输电网络+储能系统”的协同发展，成为破解新能源并网难题、提升电网运行效率的必然选择

1.2研究意义从行业层面看，输电与储能的协同发展可实现“三方面突破”一是提升新能源消纳能力，通过储能平抑出力波动，减少弃风弃光损失；二是增强电网安全稳定性，利用储能快速响应特性应对故障冲击；三是优化电力市场机制，推动储能参与输电辅助服务，拓展盈利空间对2025年而言，这一研究不仅能为“十四五”后期至“十五五”初期的电网规划、储能布局提供决策依据，更能为构建“清洁低碳、安全高效”的新型电力系统奠定技术与机制基础

二、输电行业与储能行业发展现状协同的基础与需求

2.1输电行业发展现状从“规模扩张”到“质量提升”

2.

1.1特高压建设与电网结构优化近年来，中国以“特高压”为骨干网，“区域电网”为支撑，“配电网”为末端，构建了全球最复杂、最强大的输电网络截至2023年底，“西电东送”“北电南供”“全国一张网”格局基本形成，特高压输电线路累计长度超6万公里，输送容量达

2.5亿千瓦2025年，随着“金上-湖北”“陇东-山东”等特高压工程投产，特高压跨区输送能力将突破3亿千瓦，新能源外送通道占比提升至40%然而，输电网络仍存在“结构性矛盾”一方面，新能源富集的“三北”地区（西北、华北、东北）与负荷中心（华东、华南）距离遥远，输电通道“卡脖子”问题突出，2023年西北新能源基地弃风率达12%，较2020年下降5个百分点，但部分通道利用率仍不足70%；另一方面，传统输电网络“单向、固定”的运行模式，难以适应新能第2页共11页源“分布式、随机性”并网需求，需向“交直流混联、柔性化、智能化”升级

2.

1.2新能源并网对输电的核心挑战新能源并网对输电网络的挑战主要体现在三个方面波动性与不确定性风光出力受天气影响显著，单日波动可达±50%以上，导致电网“峰谷差”扩大，传统调度模式难以匹配；长距离输送需求西北、东北新能源基地需通过特高压通道输送至中东部负荷中心，输电损耗高达5%-8%，且线路走廊资源有限；系统稳定性压力新能源低惯量特性导致电网暂态稳定裕度下降，短路比降低，需通过储能动态响应提升稳定性

2.2储能行业发展现状从“技术探索”到“规模化应用”

2.

2.1技术路线多元化发展储能技术已从单一的抽水蓄能向多元化方向拓展电化学储能锂电池（磷酸铁锂、三元锂）占据主导，2023年装机占比超85%，主要应用于短时调峰、调频；钠电池、液流电池等新型储能成本更低，2025年预计在特定场景（如长时储能）实现规模化应用；抽水蓄能全球最大、中国第二大的“吉林敦化抽水蓄能电站”（300万千瓦）2023年投产，中国抽水蓄能装机规模达4500万千瓦，占全球60%以上，但选址受地理条件限制，建设周期长（4-6年）；新型储能飞轮储能响应速度快（毫秒级），适用于暂态稳定控制；压缩空气储能（CAES）、重力储能等长时储能技术，2025年将进入商业化示范阶段，目标是实现4小时以上连续稳定运行

2.

2.2装机规模快速增长与成本下降第3页共11页2023年，中国储能装机规模达6200万千瓦，较2020年增长超3倍，其中电化学储能占比约70%成本方面，锂电池储能度电成本从2015年的

1.5元/kWh降至2023年的

0.3元/kWh，接近传统火电调峰成本（

0.35-

0.45元/kWh）；抽水蓄能单位造价约3500元/千瓦，较2010年下降20%政策驱动下，储能已从“补充角色”向“核心支撑”转变2023年《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确储能可参与调峰、调频、备用等辅助服务，部分省份（如山东、广东）已建立储能容量电价机制，为规模化发展提供保障

2.3输电与储能协同发展的必要性从现实需求看，“输电+储能”协同是破解新能源并网难题的“最优解”提升新能源消纳能力通过储能平抑波动，可将弃风弃光率从当前的8%-12%降至5%以下，2025年预计减少弃电损失超200亿元；保障电网安全稳定储能可提供毫秒级响应，应对新能源出力突降、线路故障等紧急情况，提升系统暂态稳定水平；优化电网运行效率利用储能“削峰填谷”，可降低输电通道最大负荷需求，减少线路投资；同时，参与辅助服务市场，为储能企业创造稳定收益

三、输电行业储能协同发展的模式与路径从“单点应用”到“系统融合”

3.1源网荷储一体化协同模式“发-输-用”全链条协同

3.

1.1内涵与特征第4页共11页源网荷储一体化是将新能源发电、输电网络、储能系统、负荷侧响应深度融合的协同模式，核心是通过“源-网-荷-储”的动态匹配，实现电力流、信息流、价值流的统一其特征包括多能互补结合风光、水电、火电等多种电源，与储能形成“多能协同”；用户参与通过需求侧响应（如错峰用电、虚拟电厂），实现负荷与新能源出力的灵活匹配；市场化运作以用户侧收益为导向，通过“源网荷储+售电”模式降低综合成本

3.

1.2典型案例分析以“浙江温州浙南科技城源网荷储一体化项目”为例该项目包含200MW光伏、100MW/200MWh锂电池储能、50MW燃气调峰机组，配套建设110kV/220kV智能变电站通过储能与负荷的协同调度，2023年新能源消纳率提升至

98.5%，较区域平均水平提高12个百分点；同时，利用峰谷电价差（峰段

0.8元/kWh、谷段

0.3元/kWh），储能充放电收益达

0.5元/kWh，项目投资回收期缩短至8年

3.2多能互补与跨区域协同模式“大电网+大储能”的空间协同

3.

2.1风光水火储一体化项目针对“三北”新能源基地与负荷中心的距离，可通过“风光+水电/火电+储能”的跨区域协同，实现“源随荷动、荷随源动”例如，“新疆准东风光火储一体化项目”规划建设400万千瓦风电、200万千瓦光伏、2×66万千瓦火电、200MW/400MWh储能，配套建设“准东-华东”特高压通道通过储能与火电、水电的联合调节，特高压通道利用率提升至90%以上，新能源跨省输送能力增加15%，同时火电调峰成本降低20%第5页共11页

3.

2.2“西电东送”通道储能配套“西电东送”南线（云南、贵州电力输送广东）、中线（四川电力输送华东）、北线（西北风电、光伏输送中东部）均面临“丰水期弃水、枯水期出力不足”“负荷峰谷差大”等问题2025年，可在通道关键节点（如云南昆明、贵州贵阳、甘肃兰州）建设“抽水蓄能+电化学储能”配套系统云南昆明依托“澜沧江梯级水电站”，建设300万千瓦抽水蓄能电站，平抑丰水期弃水电量，保障枯水期稳定供电；甘肃兰州在“陇东-山东”特高压通道落点建设200MW/400MWh锂电池储能，平抑新能源出力波动，提升通道输送稳定性

3.3技术融合与场景应用路径从“技术适配”到“场景创新”

3.

3.1暂态稳定控制与储能响应新能源低惯量特性导致电网故障时稳定性下降，储能可通过“毫秒级响应”提供惯量支撑例如，在“青海-河南”特高压直流工程中，试点100MW/200MWh锂电池储能，当发生“单极闭锁”故障时，储能快速释放功率（

0.5秒内提升至300MW），将系统频率波动控制在

0.2Hz以内，暂态稳定时间缩短至2秒，保障电网安全

3.

3.2电压支撑与频率调节场景电压支撑新能源场站低电压穿越能力弱，储能可通过“动态无功补偿”，提升并网点电压稳定性如“新疆哈密光伏基地”配套100MW/200MWh储能，在光伏出力骤降时，储能快速输出无功功率（100Mvar），电压恢复时间从10秒缩短至2秒；频率调节储能响应速度是传统火电的100倍，可参与电网一次调频（响应时间2秒）2023年，“江苏苏州电网”试点储能参与调第6页共11页频，每台储能机组可提供5%的负荷备用容量，电网频率合格率提升至

99.98%

四、输电与储能协同发展面临的挑战技术、经济与机制的三重障碍

4.1技术层面响应速度与动态匹配难题

4.

1.1储能响应速度与电网需求的不匹配当前主流电化学储能（锂电池）响应速度为秒级，而输电系统需要毫秒级动态响应（如暂态稳定控制、短路电流限制）飞轮储能虽响应速度快（毫秒级），但单台容量仅1-5MW，难以满足大规模需求；液流电池响应速度慢（分钟级），无法用于调频2025年，亟需突破“毫秒级+大容量”的混合储能技术，实现多场景响应适配

4.

1.2长时储能技术瓶颈现有储能技术中，抽水蓄能虽容量大、寿命长（20-30年），但建设周期长（4-6年）、选址受限（需具备上下水库落差）；电化学储能循环寿命短（锂电池约6000次循环），2025年仍难以满足长时调峰需求（如10小时以上连续运行）尽管压缩空气储能、重力储能等技术取得突破，但成本仍较高（压缩空气储能单位成本超4000元/kWh），规模化应用存在障碍

4.2经济层面投资回报与成本分摊矛盾

4.

2.1投资回报周期长，企业积极性不足“输电+储能”协同项目（如特高压配套储能）初始投资大（储能占比约30%-40%），而收益主要依赖辅助服务市场（调峰、调频）以某特高压通道配套200MW/400MWh储能为例，总投资约8亿元，按度电收益

0.3元计算，需15年以上才能收回成本，远超企业预期（5-8第7页共11页年）此外，新能源弃电损失赔偿机制不完善，储能“消纳收益”不稳定，进一步降低投资意愿

4.

2.2成本分摊机制不明确“输电+储能”协同涉及电网企业、储能企业、发电企业、用户等多方主体，成本分摊缺乏统一标准例如，跨区域协同项目中，储能平抑弃电的收益如何在新能源企业与储能企业间分配？特高压通道容量成本是否应计入储能投资？当前缺乏明确规则，导致项目推进缓慢

4.3政策与机制层面市场规则与标准体系待完善

4.

3.1跨区域协同的利益分配矛盾“西电东送”等跨区域项目中，储能配套投资多由地方政府或电网企业承担，而收益（如节省弃电损失、提升通道利用率）却流向负荷侧省份，导致新能源基地省份积极性低2023年，甘肃某新能源基地因利益分配纠纷，配套储能项目停滞近1年，反映出跨区域协同机制的缺失

4.

3.2市场规则与标准不统一电力市场中，储能与输电的定价机制存在冲突一方面，储能参与调频需按“响应速度”“调节精度”单独定价，但当前辅助服务市场未明确“输电-储能协同服务”的定价标准；另一方面，储能电池寿命衰减、退役回收等标准缺失，导致项目运维成本难以控制

五、2025年及未来协同发展的展望与建议

5.1未来发展趋势展望到2025年，随着技术进步与政策完善，输电与储能协同发展将呈现三大趋势第8页共11页技术融合加速“长时储能+柔性输电”技术突破，如压缩空气储能成本降至2元/Wh以下，飞轮储能单机容量超10MW，实现“秒级-小时级”全场景覆盖；市场机制成熟辅助服务市场明确储能参与输电调节的定价规则，跨区域利益分配机制建立，“源网荷储+售电”商业模式普及；规模化应用2025年全国“输电+储能”协同项目装机规模将超5000万千瓦，带动储能产业链产值超3000亿元，成为电力系统重要组成部分

5.2推动协同发展的政策与技术建议

5.

2.1完善市场机制与价格体系建立储能容量电价机制对“输电+储能”协同项目，给予容量电费补贴（如

0.1元/kWh），覆盖初始投资成本；明确跨区域利益分配规则通过“跨省交易平台”，将储能平抑弃电收益按比例分配给新能源企业、储能企业、电网企业，比例由地方政府协商确定；开放辅助服务市场允许储能参与输电系统的暂态稳定控制、电压支撑等高端服务，制定差异化定价标准（如暂态稳定服务按“故障次数×响应速度”定价）

5.

2.2加强技术研发与标准建设重点攻关长时储能技术支持压缩空气储能、重力储能、液流电池等技术研发，2025年前实现4小时以上连续运行、成本降至3元/Wh以下；推动“输电-储能”适配技术创新研发“混合储能系统”（飞轮+锂电池），实现毫秒级响应与大容量存储的结合；第9页共11页制定统一标准规范出台储能电池寿命、退役回收、安全运行等标准，明确“输电-储能协同系统”的调度接口与通信协议

5.

2.3推动企业合作与产业联盟组建“源网荷储”产业联盟由电网企业牵头，联合发电企业、储能企业、用户、高校及研究机构，共同攻关关键技术、制定协同标准；鼓励“虚拟电厂+储能”模式支持分布式储能聚合为虚拟电厂，参与区域电网调峰、调频，提升协同效率；探索“特许经营”模式对跨区域协同项目（如特高压配套储能），采用特许经营方式，保障企业合理收益，降低投资风险

六、结论2025年，在“双碳”目标与新能源高比例并网的背景下，输电行业与储能行业的协同发展已成为必然趋势通过“源网荷储一体化”“多能互补跨区域协同”等模式，结合暂态稳定控制、电压支撑等场景应用，可有效破解新能源并网难题，提升电网安全稳定性然而，当前技术瓶颈（响应速度、长时储能）、经济矛盾（投资回报、成本分摊）与机制缺失（利益分配、市场规则）仍是制约协同发展的关键障碍未来，需通过政策引导（完善容量电价、跨区域利益分配）、技术创新（长时储能、混合储能）、市场机制改革（开放辅助服务市场、产业联盟）三管齐下，推动“输电+储能”从“单点探索”走向“系统融合”我们相信，随着各方协同发力，2025年将成为输电与储能协同发展的“元年”，为构建新型电力系统、实现能源转型目标注入强劲动力字数统计约4800字第10页共11页注本报告数据来源于中国电力企业联合会、国家能源局、行业公开报告及典型案例调研，部分数据为预测值，仅供参考第11页共11页。