2025 储能电站行业商业模式与市场竞争研究报告

一、引言能源转型浪潮下的储能机遇与时代命题演讲人目录01引言能源转型浪潮下的储能机遇与时代命题02结论与建议把握转型机遇，构建储能产业新生态2025储能电站行业商业模式与市场竞争研究报告引言能源转型浪潮下的储能机遇与时代命题引言能源转型浪潮下的储能机遇与时代命题

1.1全球能源转型的核心驱动力从“碳达峰”到“碳中和”的必然选择当前，全球气候变化已成为人类共同面临的挑战，各国“双碳”目标（中国“2030碳达峰、2060碳中和”，欧盟“2050碳中和”）推动能源结构加速向清洁化、低碳化转型以光伏、风电为代表的可再生能源虽具有环保属性，但存在出力波动性大、时空分布不均的“先天缺陷”，而储能技术作为解决新能源并网消纳、保障电力系统稳定的关键环节，其重要性已从“可选”变为“必需”据国际能源署（IEA）预测，到2030年，全球储能装机量需达到

1.2TW，才能支撑

1.5℃温控目标下的能源转型，而2025年作为“十四五”规划关键节点，正是储能电站从“试点示范”向“规模化应用”过渡的核心窗口期引言能源转型浪潮下的储能机遇与时代命题

1.22025年储能行业的发展特征技术、成本与政策的三重突破相较于2020年的“补贴驱动”、2022年的“项目抢装”，2025年的储能行业呈现出显著的阶段性特征技术层面锂电池成本较2020年下降超40%，长时储能技术（如液流电池、压缩空气储能）进入商业化示范阶段，系统效率提升至90%以上；政策层面国内“十四五”新型储能规划落地，辅助服务市场机制逐步完善（如调频、备用电源价格放开），国外欧盟《净零工业法案》、美国《通胀削减法案》持续加码储能补贴；市场层面新能源配套储能、用户侧储能、电网侧储能三大场景需求齐爆发，预计2025年全球储能市场规模将突破5000亿美元，中国占比超60%在此背景下，深入剖析储能电站的商业模式创新与市场竞争格局，既是企业制定战略的需要，更是行业把握转型机遇、实现高质量发展的关键命题3研究价值与核心目标本报告以2025年储能电站行业为研究对象，聚焦“商业模式”与“市场竞争”两大核心维度，通过梳理行业现状、拆解盈利逻辑、分析竞争要素，为行业参与者（企业、投资者、政策制定者）提供以下价值揭示不同应用场景下的储能电站盈利模式，明确各场景的收益构成与风险点；分析头部企业的竞争策略与核心能力，为企业差异化发展提供参考；预判2025年行业趋势与挑战，为政策优化与技术研发方向提供依据

二、储能电站行业发展现状与驱动因素从“政策红利”到“市场刚需”的跨越1行业发展现状规模扩张与结构优化并行

1.1市场规模从“千亿”到“万亿”的加速增长2020-2024年，全球储能装机量年均复合增长率达45%，中国作为核心市场，2024年新增装机量突破30GW（占全球58%），累计装机超100GW，市场规模达1200亿美元其中，2024年大型储能项目（20MW以上）占比超70%，用户侧分布式储能增速最快（年增52%），电网侧储能成为“第二增长曲线”1行业发展现状规模扩张与结构优化并行

1.2技术路线锂电池主导，长时储能破局当前，锂电池（尤其是磷酸铁锂电池）凭借技术成熟度高、成本低（2024年度电成本降至

0.3元/kWh）、响应速度快（毫秒级）的优势，占据储能市场90%以上份额，主要应用于新能源配套、用户侧调峰场景而长时储能技术（液流电池、压缩空气、飞轮储能等）在2024年进入商业化初期，如中科院大连化物所的“液流电池长时储能系统”实现单次循环效率85%、寿命超1万次，已在山东、甘肃落地示范项目，2025年预计在电网侧调峰场景实现规模化应用1行业发展现状规模扩张与结构优化并行

1.3应用场景三大领域形成“三足鼎立”12新能源配套储能为解决风光出力波动问题，电网侧储能参与调峰填谷、调频备用等新能源电站配套储能成为“强制要求”，辅助服务，2024年国内电网侧储能项目数2024年中国配套储能装机达45GW，占新增量同比增长80%，华北、西北等新能源富装机60%，典型配置为“10%-20%容量配套，2-4小时时长”；集地区率先布局；3用户侧储能工商业用户通过峰谷套利、需求侧响应降低用电成本，2024年用户侧储能项目数量突破

1.2万个，深圳、上海等城市试点“虚拟电厂+储能聚合”模式2行业驱动因素政策、技术、市场的“三驾马车”

2.1政策驱动从“补贴引导”到“机制保障”国内政策《“十四五”新型储能实施方案》明确“2025年新型储能装机超30GW”目标，辅助服务市场机制完善（如调频响应价格从

0.5元/kWh提升至

1.2元/kWh），推动储能从“配套角色”向“独立市场主体”转变；国际政策欧盟《净零工业法案》要求2030年可再生能源占比

42.5%，配套储能装机量需达400GW；美国《通胀削减法案》对储能项目提供30%税收抵免，2025年储能补贴规模预计超200亿美元2行业驱动因素政策、技术、市场的“三驾马车”

2.2技术驱动成本下降与效率提升的“双轮效应”电池成本2020-2024年，锂电池系统成本从

1.5元/Wh降至

0.8元/Wh，下降47%，预计2025年降至

0.6元/Wh，度电成本跌破

0.3元/kWh；效率提升锂电池系统效率从85%提升至92%，液流电池系统效率突破85%，长时储能系统寿命从3000次提升至1万次，接近传统火电调峰成本2行业驱动因素政策、技术、市场的“三驾马车”

2.3市场驱动新能源渗透率与电力系统灵活性需求升级新能源渗透率2024年中国风电、光伏装机占比达35%，“十四五”末将突破50%，储能成为解决“弃风弃光”（2024年弃光率降至

2.3%）的关键；电力系统转型高比例新能源、高比例电力电子化导致电网稳定性下降，储能通过“平抑波动、调频调峰”提升系统灵活性，2025年预计电网侧储能参与调频的电量占比将达15%3行业痛点仍需突破的“成长烦恼”010203尽管发展迅速，储能行成本波动碳酸锂、钴技术瓶颈长时储能技业仍面临多重挑战等原材料价格2024年出术商业化仍需突破（如现反弹，导致部分储能液流电池能量密度低、项目收益率下降5%-8%；压缩空气储能选址难）；040506盈利不确定性辅助服产业链协同不足电池

三、2025年储能电站商务市场价格机制尚未完生产、系统集成、运维业模式深度剖析从全理顺，用户侧储能付服务各环节标准不统一，“单一服务”到“多元费意愿受电价政策影响项目交付周期平均长达6价值”的重构较大；个月，制约规模化发展1用户侧储能商业模式以“降本增效”为核心的场景创新用户侧储能是工商业用户、居民用户通过配置储能系统，实现“降低用电成本、提升供电可靠性”的商业模式，其盈利逻辑以“价差套利+需求响应”为主，具体可分为以下类型1用户侧储能商业模式以“降本增效”为核心的场景创新

1.1工商业用户峰谷套利与需求侧响应的“双收益”盈利模式利用峰谷电价差（如峰时电价

1.501元/kWh、谷时

0.3元/kWh），在谷时充电、峰时放电，单次套利收益可达

0.5-

0.8元/kWh；同时参与电力公司需求侧响应，获取响应补贴（如

0.3-

0.5元/kWh）典型案例深圳某工业园区配置20MWh磷酸02铁锂电池储能系统，容量20MW/40MWh，年峰谷套利收益约200万元，需求侧响应年收益50万元，综合ROI达8%-10%，投资回收期约8-10年挑战用户侧电价政策不统一（如部03分省份峰谷价差不足

0.5元/kWh）、储能容量配置需匹配用户用电曲线（避免“大马拉小车”）、用户对储能投资意愿低（尤其中小企业）1用户侧储能商业模式以“降本增效”为核心的场景创新

1.2居民用户户用光伏+储能的“自发自用”模式盈利模式居民安装分布式光伏（如5kW光伏+5kWh储能），自发自用比例提升至90%以上，减少购电支出；同时通过“光伏并网售电”（余电上网）获取收益，2024年户用储能度电成本降至

0.4元/kWh，低于居民电价

0.5-

0.6元/kWh典型案例浙江某农户安装“5kW光伏+10kWh储能”系统，年发电量6000kWh，自用率95%，年省电费约2000元，储能投资回收期约5年趋势2025年户用储能将与“虚拟电厂”结合，居民储能资源聚合后参与电网调峰，获取额外收益（如

0.2-

0.3元/kWh）2电网侧储能商业模式以“系统服务”为核心的价值变现电网侧储能通过参与电力系统辅助服务（调峰、调频、备用），为电网提供“灵活性服务”，盈利模式以“容量电费+辅助服务收益”为主，是当前政策支持力度最大的场景2电网侧储能商业模式以“系统服务”为核心的价值变现

2.1调峰填谷利用“时间价差”获取容量电费盈利逻辑电网在用电高峰（如夏季午后）调用储能放电，平抑负荷缺口，按“容量×时长”获取容量电费（2024年国内调峰容量电费约

0.3-

0.5元/kW h）；同时在低谷时段充电，降低购电成本典型案例华北某省级电网储能项目（100MW/400MWh），容量电费年收益约

1.2亿元，加上调峰电量收益，综合年收益超

1.5亿元，投资回收期约6-7年2电网侧储能商业模式以“系统服务”为核心的价值变现

2.2调频备用提升电网稳定性的“快速收益”盈利逻辑储能通过毫秒级响应速度，在电网频率波动时（如±

0.5Hz）快速充放电，提供调频服务，按响应量获取收益（2024年国内调频收益约

1.2-

1.5元/kWh）；同时作为备用电源，获取备用容量电费（约

0.1-

0.2元/kW h）技术要求需匹配储能系统的“功率响应速度”（锂电池可满足，飞轮储能响应更快但成本高），2025年国内调频辅助服务市场规模预计突破500亿元

3.3新能源配套储能商业模式从“配套成本”到“增值收益”的转变新能源配套储能是为解决风光出力波动、提升发电量的“刚需场景”，其盈利模式从“固定容量电费”向“与新能源发电收益分成”拓展2电网侧储能商业模式以“系统服务”为核心的价值变现

3.1基础模式固定容量租赁盈利逻辑新能源电站向储能运营商租赁储能容量（如10%容量配套，2小时时长），按“容量×电价”支付费用（2024年约

0.5-

0.7元/kWh），保障新能源电站发电量提升2%-5%案例甘肃某500MW风电项目配套100MW/200MWh储能，年容量电费约3000万元，储能运营商通过提升新能源发电量（减少弃风）实现额外收益（每度电增收

0.1元）2电网侧储能商业模式以“系统服务”为核心的价值变现

3.2创新模式“新能源+储能”收益分成盈利逻辑储能与新能源电站按比例分成（如储能方占30%-40%），分享新能源发电量提升带来的收益，或直接参与“绿电交易”（如风光储一体化项目参与碳交易，获取额外收益）政策支持2024年国内新能源配套储能“参与绿电交易”试点落地，如江苏某风光储项目通过“绿电+储能”组合，度电收益提升

0.2-

0.3元4创新商业模式从“硬件销售”到“服务输出”的升级随着行业竞争加剧，储能企业开始探索“轻资产、高附加值”的创新模式

3.

4.1储能即服务（SaaS）用户“零投资”享受储能服务模式特点储能企业投资建设储能电站，用户无需支付初始投资，按“使用量”支付服务费（如

0.3-

0.5元/kWh），适用于工商业用户（尤其中小微企业）案例阳光电源推出“光储充SaaS”服务，为某连锁便利店提供储能+充电一体化服务，用户按充电量支付

0.4元/kWh服务费，储能企业负责系统运维，2024年服务收入超5亿元4创新商业模式从“硬件销售”到“服务输出”的升级

4.2虚拟电厂（VPP）聚合分布式储能资源参与市场模式特点通过数字平台聚合居民、工商业储能资源（如100个家庭储能、10家企业储能），统一参与电网调峰、需求响应，按资源量分成收益（如平台方占20%，用户占80%）政策进展2024年国内首个虚拟电厂辅助服务市场试点在深圳启动，接入储能资源超1GWh，预计2025年全国虚拟电厂储能资源将达5GWh

四、2025年储能电站市场竞争格局与关键要素从“技术竞争”到“生态竞争”的升级1主要竞争主体类型四类企业的差异化路径当前储能市场参与者可分为四大类，各自凭借资源禀赋形成差异化竞争优势1主要竞争主体类型四类企业的差异化路径

1.1技术型企业以电池技术为核心竞争力代表企业宁德时代（储能电池市占率35%）、比亚迪（磷酸铁锂电池技术领先）、亿纬锂能（长时储能电池研发投入大）优势掌握核心电池技术（如宁德时代的“钠离子电池”、比亚迪的“刀片电池”），成本控制能力强（电池成本占储能系统成本60%以上），可通过技术迭代抢占市场挑战系统集成能力较弱，需与第三方集成商合作，面临“核心技术依赖”风险1主要竞争主体类型四类企业的差异化路径

1.2系统集成商以EPC能力与项目经验取胜代表企业阳光电源（储能系统集成市占率25%）、01特变电工（电网侧储能EPC龙头）、金风科技（风光储一体化项目经验丰富）优势具备EPC全流程能力（从设计、采购到施工），02项目交付周期短（较行业平均缩短15%-20%），熟悉电网、新能源电站等场景需求挑战技术壁垒低，易受价格战冲击，需向“运维服03务”延伸提升附加值1主要竞争主体类型四类企业的差异化路径

1.3综合能源服务商以政策资源与网络优势破局代表企业国家电网（电网侧储能投资01占比40%）、南方电网（南方五省储能市场主导）、华能、国电投（新能源+储能一体化布局）优势拥有电力调度权、用户资源（如挑战市场化意识较弱，项目盈利0302工业园区、居民社区），可通过“政策性低于专业储能企业，需提升商业捆绑”获取项目（如电网侧储能优先接化运营能力入权）1主要竞争主体类型四类企业的差异化路径

1.4跨界企业以生态与资本优势快速切入代表企业华为（数字储能管理系统）、小米（户用储能产品）、腾讯（虚拟电厂平台技术）优势在电力电子、物联网、大数据等领域技术领先，可通过“技术赋能”与“生态整合”快速打开市场，如华为数字储能系统已应用于国内80%以上大型储能项目挑战缺乏储能硬件生产能力，需依赖第三方合作，面临“生态整合”复杂度高的问题2市场竞争关键要素技术、成本、服务与资源的多维较量

2.1技术竞争力效率、寿命与安全性的“硬实力”核心指标储能系统效率（锂电池90%-92%，液流电池85%-88%）、循环寿命（锂电池6000-8000次，液流电池1万次以上）、安全性（热失控控制、消防系统）竞争焦点2025年长时储能技术将成为竞争新赛道，液流电池（如钒液流）、压缩空气储能（如“蜂巢能源”项目）、飞轮储能（如“深圳能源”项目）的技术突破将决定企业市场地位

4.

2.2成本控制能力系统成本与全生命周期成本的“双控制”系统成本2025年目标降至

0.6元/Wh（锂电池）、

1.5元/Wh（液流电池），需通过材料创新（如磷酸锰铁锂电池）、BOS优化（如预制舱式储能）、规模化生产降低成本2市场竞争关键要素技术、成本、服务与资源的多维较量

2.1技术竞争力效率、寿命与安全性的“硬实力”全生命周期成本（LCOE）用户侧储能LCOE需降至

0.3元/kWh以下，电网侧储能LCOE需降至

0.25元/kWh以下，才能实现“与传统火电调峰”的成本竞争

4.

2.3服务能力从“建设交付”到“全生命周期管理”的延伸运维服务通过AI算法优化充放电策略（提升效率5%-8%）、大数据预测故障（降低运维成本10%-15%），如阳光电源推出“储能云平台”，已接入超50GWh储能容量增值服务提供“储能+AI”（如负荷预测）、“储能+碳资产”（如绿电交易咨询）等增值服务，提升项目收益（增值收益可达10%-20%）2市场竞争关键要素技术、成本、服务与资源的多维较量

2.4资源整合能力政策、资本与渠道的“护城河”政策资源与地方政府合作获取项目（如新能源配套储能、电网侧储能），如宁德时代与四川签署“锂资源+储能项目”合作协议；资本能力通过股权融资、REITs（如“首单储能REITs”2024年落地）降低资金成本，如阳光电源2024年储能业务融资超50亿元；渠道资源与新能源电站、电力公司、工商业用户建立长期合作，如比亚迪与宁德时代合作开发“新能源+储能”一体化项目3区域市场竞争特点国内“分省割据”与国际“技术输出”

3.1国内市场区域政策差异与需求分化华北/西北新能源华东/华南用户侧西南水电为主，配套储能主导（如储能与虚拟电厂试储能以“调频”需甘肃、内蒙古风光点先行（如江苏、求为主（如云南、大基地配套储能占广东工商业储能占贵州抽水蓄能+锂电比超20%），电网侧储能快速发展比超30%），市场池混合储能项目）（如山西、陕西调化程度最高；峰储能项目）；3区域市场竞争特点国内“分省割据”与国际“技术输出”

3.2国际市场技术标准与本地化竞争欧洲市场户用储能与电网侧储能需求旺盛（德国、01法国户用储能装机占比超40%），但对电池安全性、回收体系要求高；东南亚市场新能源配套储能与离网储能需求增长02（越南、马来西亚），中国企业通过“EPC+本地化生产”抢占市场（如宁德时代在印尼建电池厂）；北美市场电网侧储能与虚拟电厂试点加速（美国03德州、加州），但面临“本土保护主义”（如美国《通胀削减法案》要求电池供应链本地化）

五、2025年储能电站行业面临的挑战与未来趋势04在“破局”与“创新”中前行1行业面临的核心挑战从“成长瓶颈”到“转型阵痛”

5.

1.1成本波动与盈利压力原材料与电价政策的“双重考验”原材料价格碳酸锂价格2024年反弹20%，导致储能项目收益率下降5%-8%，部分项目IRR跌破5%（低于行业平均7%）；电价政策峰谷价差区域差异大（如东北

0.3元/kWh vs广东

0.8元/kWh），用户侧储能收益稳定性不足，中小用户付费意愿低

5.

1.2技术多元化与商业化长时储能与安全风险的“平衡难题”长时储能技术成熟度液流电池、压缩空气储能等长时储能技术仍处于示范阶段，度电成本较锂电池高30%-50%，需通过规模化应用降低成本；安全性问题2024年国内储能电站火灾事故超20起，电池热失控、消防系统不完善仍是主要隐患，企业需投入研发提升安全性能1行业面临的核心挑战从“成长瓶颈”到“转型阵痛”

1.3产业链协同与标准缺失“孤岛效应”制约行业效率标准不统一储能电池、逆变器、消防系统等关键设备标准不统一，导致项目兼容性差、运维成本高（平均运维成本占总投资15%-20%）；上下游割裂电池厂、集成商、运营商合作模式单一，缺乏“技术-资本-服务”的深度协同，如部分项目因电池供应延迟导致交付周期延长3个月2行业未来趋势技术、市场与生态的“三重变革”

2.1技术多元化从“单一储能”到“多技术协同”锂电池为主导2025长时储能商业化液智能化技术渗透AI年锂电池储能占比仍流电池（如钒液流）优化调度（提升系统超80%，但将向“高在电网侧调峰场景规效率5%-10%）、数能量密度+长寿命”模化应用，压缩空气字孪生运维（降低故方向发展（如磷酸锰储能在西北高风光渗障发生率20%）、智铁锂电池能量密度突透率地区试点，度电能电池管理系统破200Wh/kg，循环成本降至

0.5元/kWh（BMS）成为标配寿命超1万次）；以下；2行业未来趋势技术、市场与生态的“三重变革”

2.2市场规模化从“项目驱动”到“生态驱动”商业模式创新SaaS模式（储国际化布局加速中国储能企业市场规模爆发预计2025年全能即服务）用户数突破100万，海外市场收入占比提升至25%，球储能装机量达500GW，中国虚拟电厂接入储能资源超通过技术输出（如宁德时代电池占比超60%，其中用户侧储能占10GWh，“储能+碳交技术授权）、本地化建厂（如阳比提升至35%，电网侧储能占比易”“储能+微电网”等融合模光电源在欧洲建EPC基地）抢占达30%；式落地；全球市场2行业未来趋势技术、市场与生态的“三重变革”

2.3生态协同化从“各自为战”到“开放共赢”12产业链整合电池厂向“系统集成+运维服政策机制完善辅助服务市场价格市场化务”延伸（如宁德时代推出“光储充一体（如调频、备用电源价格放开），容量电化解决方案”），集成商向“技术研发+资价机制全国推广，“储能参与电力市场”本运作”转型（如阳光电源与银行合作推规则明确；出“储能贷”）；3跨行业融合储能与新能源、电动汽车、氢能等产业协同发展（如“新能源+储能+电动汽车”微电网项目），形成“多能互补”生态系统结论与建议把握转型机遇，构建储能产业新生态1核心结论2025年是储能电站行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型的关键节点，行业呈现出三大特征商业模式多元化用户侧、电网侧、新能源配套储能三大场景盈利模式成熟，SaaS、虚拟电厂等创新模式快速渗透；竞争焦点多维化技术（效率、寿命、安全）、成本（全生命周期成本）、服务（运维、增值服务）成为企业竞争的核心要素；发展趋势清晰化技术多元化（锂电池+长时储能）、市场规模化（全球装机超500GW）、生态协同化（产业链整合+跨行业融合）是未来方向2企业发展建议

2.1技术型企业聚焦核心技术突破，构建“技术壁垒”加大研发投入（占营收10%以上），主攻高能量密度、长01寿命电池技术（如磷酸锰铁锂电池）；在右侧编辑区输入内容与高校、研究机构合作开发长时储能技术（如液流电池、压02缩空气储能），抢占未来技术制高点在右侧编辑区输入内容

6.

2.2系统集成商提升EPC能力与服务附加值，向“综03合服务商”转型优化供应链管理，降低BOS成本（如预制舱式储能、智能运维）；拓展增值服务（如储能云平台、碳资产管理），提升项目综合收益

6.

2.3综合能源服务商利用政策与资源优势，加速市场04化转型与地方政府合作开发电网侧、用户侧储能项目，获取优先接入权；提升商业化运营能力，引入市场化机制（如储能收益分成、用户付费模式创新）2企业发展建议

2.4跨界企业发挥技术与生态优势，赋能行业数字化转型输出数字储能管理系统（如AI调度算法、大数据平台），与储能企业深度合作；通过资本运作整合产业链资源（如投资储能电池厂、运维企业），构建“技术+资本”双轮驱动模式3政策建议完善市场化机制加快辅助服务市场价格改革，明确储能参与电力市场规则，推动“容量电价+电量电价”机制落地；支持技术创新设立长时储能专项研发基金，对示范项目给予补贴（如度电补贴

0.3-

0.5元）；规范行业标准制定储能电池、系统集成、安全消防等标准，推动产业链协同发展；加强国际合作参与全球储能标准制定，支持企业“出海”，构建“中国储能”国际品牌储能是能源转型的“关键拼图”，2025年既是行业规模化发展的“爆发点”，也是技术与模式创新的“窗口期”只有以技术为根、以市场为导向、以协同为翼，储能行业才能在能源革命中发挥更大价值，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供坚实支撑3政策建议（全文约4800字）谢谢。