储能技术的发展现状及在医院中应用策略分析

储能技术的发展现状及在医院中应用策略分析目

录CONTENTS储能行业现状二医院中的应用策略三储能分类一一、储能分类新型储能形式根据技术路径不同主要分为机械储能、热储能、化学储能、电磁储能电化学储能五大类储能定义：是通过特定的装置或物理介质将不同形式的能量通过不同方式储存起来，以便以后再需要时利用的技术。新型储能定义：是指抽水蓄能以外的储能技术。储能抽水蓄能新型储能化学储能电磁储能电化学储能机械储能热储能压缩空气飞轮储能储热蓄冷电解水制氢合成天然气超导储能电容储能铅酸电池锂离子电池铅炭电池钠硫电池液流电池一、储能分类调频、调峰特点：储能技术呈现多元化发展格局，各有不同的应用场景。每种储能技术均具有一定的独特性，在实际应用中，需要综合考虑各种储能技术的特点以及优缺点，选择最适宜的技术方案。比如，飞轮储能、超级电容、超导储能可以解决秒级或分钟级以下的调频需求;抽水蓄能、压缩空气储能、燃料电池和电化学储能等则更适用于进行小时级调峰;氢储能适合执行季节性调峰。一、储能分类应用场景：发电侧、电网侧、用户侧应用场景：储能在电力系统中的需求与应用覆盖了电力生产、传输、消费的全过程，包括电网输配与辅助服务、可再生能源并网、分布式及微网、用户侧各部分等，如左图所示，可进一步归纳为储能电站在发电侧、电网侧、用户侧的应用，二、储能行业现状——全球电力储能：锂离子电池储能根据公开资料：截至2025年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模496.2GW，同比增长33.3%。其中，抽水蓄能累计装机占比首次降至50%以下，较2024年同期下降11.5个百分点，全球电力储能技术结构正加速向多元化发展。与此同时，新型储能保持高速增长态势，累计装机规模达到278.7GW/687.5GWh，同比增长68.5%/79.9%。随着长时储能项目占比不断提升，新型储能平均储能时长达到2.47小时，较2024年同期提高0.16小时。二、储能行业现状——中国电力储能：技术结构多元化根据公开资料：截至2025年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模213.3GW，占全球市场总规模的43.0%，同比增长54%。新型储能累计装机规模达到144.7GW/373.7GWh，占国内电力储能总规模的2/3以上，较“十三五”末实现45倍增长，在全球新型储能市场中的占比达到51.9%。技术结构上，锂离子电池仍然占据主导地位，但随着多个百兆瓦级长时储能项目的相继投运，技术结构正逐步呈现多元化趋势，锂离子电池的累计装机占比较2024年同期小幅下降0.2个百分点中国电力储能市场累计装机规模（截至2025年底）单位：MW%二、储能行业现状——2025全球电力储能：三大区域2025年，全球储能市场继续保持高速发展态势，全年新增投运电力储能项目装机规模首次突破100GW，达到123.9GW，同比增长49.3%；其中，新型储能新增装机占比超过90%，达到113.3GW/305.8GWh，同比增长52.9%/72.0%。从区域分布看，中国、美国和欧洲仍是全球储能市场规模最大的三个区域，并持续引领全球储能产业发展。但随着中东、拉美等地区储能市场的快速崛起，全球储能市场正逐步向更广泛的区域扩展。二、储能行业现状——中国用户侧储能：用户侧新增根据公开资料：截至2025年底，全国用户（工商业用户+家庭用户）侧新型储能累计装机约25–30GW/60–70GWh，占新型储能总规模8%–10%。2025

年新增：用户侧新增约12–15GW/35–40GWh，二、储能行业现状——储能政策：顶层政策一、国家层面核心政策政策主要内容战略定位与发展规划《“十四五”

新型储能发展实施方案》（2022）首次明确：2025

年新型储能装机

30GW

以上，技术商业化、市场化起步。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027

年）》（发改能源〔2025〕1144

号）2027

年目标：新型储能装机≥1.8

亿

kW（180GW），带动投资约2500亿元技术：锂电规模化，压缩空气、液流、钠离子、飞轮商业化场景：电源侧、电网侧、用户侧、微网、虚拟电厂全覆盖2026

年全国两会新型储能列为国家六大新兴支柱产业（与集成电路、航天并列）市场化改革核心文件《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（2025

年

136号文）核心：取消新能源强制配储，不得作为并网

/

核准前置条件从“行政配储”转向市场化价值驱动《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》（2024—2025）独立储能为独立市场主体，可参与电能量、调频、调峰、备用2025

年底前电力现货市场全覆盖《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（2026

年）国家首次：建立独立新型储能容量电价机制明确容量价值、顶峰贡献与收益挂钩，形成容量电价

+

峰谷

+

辅助服务多元收益安全与标准《新型储能项目管理规范（暂行）》（2021）并网、备案、安全、调度统一规范《新型储能制造业高质量发展行动方案》（八部门）本体技术、集成、安全、回收全链条升级二、储能行业现状——储能政策：部委政策二、部委配套政策政策主要内容国家发改委

/能源局（主管《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发监管〔2024〕44

号）调度优先：明确长时储能（≥4h）、新能源配套储能优先调度；鼓励

“新能源+储能”联合运行、构网型储能示范，提升系统稳定支撑能力。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114

号）容量电价机制：国家首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制，以当地煤电容量电价为基础，结合放电时长与顶峰能力折算（最高不超过

1），形成稳定收益兜底。科技部《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源〔2021〕1035

号）研发补贴：通过国家重点研发计划、能源领域首台（套）重大技术装备等渠道，单个项目最高支持5000

万元，推动技术商业化与产业化示范。《国家重点研发计划

“新型储能”

专项指南》（2025—2027

年）重点研发计划：聚焦固态电池、钠离子电池、液流电池、长时储能（10h+）

等关键技术攻关，支持本体技术、集成技术、智慧调控技术及全生命周期安全技术研发。工信部《关于推动能源电子产业发展的指导意见》（工信部联电子〔2024〕101

号）安全标准：制定并实施电池安全、消防、热失控预警等强制标准，建立全生命周期安全管理体系，提升行业本质安全水平《新型储能制造业高质量发展行动方案》（工信部联装备〔2024〕201

号）产业链强链：推进材料、电芯、PCS、BMS、系统集成全链条国产化，突破关键材料与核心部件瓶颈，构建自主可控产业二、储能行业现状——储能政策：地方政策三、地方政策政策主要内容北京《北京市新型储能发展行动计划（2025—2027

年）》发展方向：聚焦固态电池、钠离子电池、液流电池等前沿技术研发与产业化，打造全国新型储能技术创新高地。补贴政策：对企业研发投入给予15%—20%补贴，单个项目最高

5000

万元；支持储能技术创新平台建设。市场化：扩大工商业峰谷价差，优化用户侧储能收益机制，推动虚拟电厂、光储充一体化等新模式应用。《北京市支持新型储能产业发展的若干措施》内蒙古《内蒙古自治区新型储能发展规划（2025—2027

年）》补偿机制：放电补偿约

0.28

元

/kWh+容量电价

165

元

/kW・年，双重收益保障。并网与补贴：长时储能简化并网流程，给予投资

6%

一次性补贴；支持深度调峰储能项目参与市场交易。场景应用：推动新能源基地配套储能、电网侧共享储能建设，提升新能源消纳能力。《内蒙古自治区长时储能项目并网与补贴细则》广东《广东省新型储能发展规划（2025—2027

年）》配储政策：全面取消强制配储，鼓励风光项目自愿配储

10%—20%，给予调度优先级。市场活跃：作为全国市场化标杆，现货市场、辅助服务市场成熟，机制电价高，独立储能可叠加电能量、调频、调峰等多重收益。产业支持：支持储能技术创新与产业链升级，鼓励虚拟电厂、储能聚合商等新业态发展。《广东省电力市场运营规则（2025

年修订）》二、储能行业现状——储能技术主流技术路线一、主流技术路线现状储能技术特点技术路线代表应用锂离子电池储能市场绝对主流大容量化：500Ah

+成为标配，宁德时代587Ah（出货超5GWh）、比亚迪

2710Ah

刀片电池、远景

790Ah

电芯量产。工艺升级：叠片工艺替代卷绕，能量密度

+寿命提升；一体化液冷渗透率>50%，温控±1℃，寿命延长20%。系统升级：6MWh

+

集装箱（如亿纬锂能

6.9MWh），零部件减少40%，成本显著下降电网独立储能、风光配储、AI

数据中心备电钠离子电池低成本、宽温域黑马能量密度160-175Wh/kg，循环≥20000

次，温域

-40℃~70℃成本比磷酸铁锂低20%-30%，无钴无锂，资源自主。湖北洪湖

100MW/200MWh

电站投运；户用

/

工商业

/

沙戈荒场景快速渗透全钒液流电池长时安全首选本质安全（水基电解液，不燃爆）、超长寿命（≥20000

次，20-25

年）。功率

/

容量解耦，适配4-24h长时储能，度电成本降至0.3

元以下新疆

200MW/1000MWh、青海

100MW/500MWh

项目落地固态电池终极方向半固态（量产）：能量密度350-400Wh/kg，热失控风险降低，循环>10000次。亿纬锂能

“龙泉三号

/

四号”

下线；晶核能源

60Ah

全固态电池年内交付二、储能行业现状——储能技术趋势展望二、核心技术指标对比技术循环寿命效率适用时长核心优势短板磷酸铁锂4000-6000

次90%-95%0.5-4h能量密度高、响应快安全风险、寿命有限钠离子≥20000

次85%-90%0.5-4h低成本、宽温域能量密度偏低全钒液流≥20000

次75%-85%4-24h安全、长寿命能量密度低、占地大压缩空气30年

+70%-75%8-24h规模大、寿命长效率一般、选址受限飞轮百万次85%-90%秒

-分钟超快充放、寿命长能量密度低、短时氢储能长期30%-40%天

-季节跨季节、大容量效率低、成本高二、储能行业现状——储能技术趋势展望三、技术发展核心特征（2026

年行业共识）大容量化电芯：500Ah→790Ah→2710Ah

演进，系统单柜6-12.5MWh。价值：BMS

复杂度降低、连接件减少、成本下降、可靠性提升。长时化（4h+）4h以上项目占比

2026年预计>45%。技术：液流、压缩空气、光热、氢储能成为主力多元化与混合化格局：磷酸铁锂

+

钠电池

+

液流

+

飞轮

+

氢多路线互补。混合储能：锂

-

钠、锂-

飞轮协同，兼顾性能与成本。智能化与安全升级AI-BMS：预判故障、热失控预警（提前

>

15

分钟）。智能消防：无氟液氮抑爆、全氟己酮规模化。数字孪生：全生命周期健康管理、智能运维。四、未来

3-5

年趋势展望锂电大电芯+液冷+高安全巩固主流（占比60%-70%）钠电池2027

年规模化，户用

/

工商业

/

低温场景

20%+渗透。长时储能液流+压缩空气主导4h

+市场，成本持续下探固态电池2028

年全固态量产，重塑安全与能量密度天花板二、储能行业现状——储能技术-蓄冷水蓄冷优势更大核心技术指标对比维度冰蓄冷水蓄冷蓄冷密度高（45–55

kWh/m³）低（15–20

kWh/m³）占地空间小（约

1/3）大（需水池

/

大罐）初投资高（双工况机

+

蓄冰槽）低（可利用消防水池）运行能耗制冰

COP

低（3.8–4.3冷水

COP

高（6.0–7.0）维护成本较高（盘管、防腐、除冰）低（换水、清洗，年维护费低30%）响应速度较慢（融冰速率限制）快（分钟级调节，适合突变负荷）寿命15–20

年20–30

年（钢罐

/

混凝土池改造适配较差（需双工况机）较好（兼容常规冷水机组）峰谷套利强（移峰率35%–45%强（移峰率30%–40%））应用情况冰蓄冷（潜热蓄冷）水蓄冷（显热蓄冷）市场规模2023

年国内冰蓄冷主机市场规模约145

亿元，年增速15%–18%2023

年市场规模86

亿元，同比增速19.4%，增速略高于冰蓄冷区域分布集中在广东、江苏、浙江（三省占全国52.4%）；北京、四川、重庆等华北

/

西南快速跟进华东、华南、华北为主；中西部随电价差扩大快速渗透典型场景大型商业综合体、写字楼、酒店区域供冷（深圳前海、广州珠江新城等）医院、会展中心、数据中心（高密度负荷）半导体

/

电子厂房（大冷量、连续供冷）数据中心（高可靠、快响应医院、轨道交通枢纽、产业园改造项目（可兼容原有冷水系统）有消防水池

/

可用大空间的项目（水池可兼消防二、储能行业现状——储能技术国家标准：国家标准标准编号标准名称实施时间核心要点GB/T

51048-2025电化学储能电站设计标准2026-04-01设计总纲，覆盖站址、电气、消防、暖通等全专业；新增钠离子

/

液流电池等技术路线，明确分级设计；严禁锂离子

/

钠离子电池厂房设地下

/

半地下，强制配置自动灭火系统GB/T

36547-2024电化学储能电站接入电网技术规定2024-12-01并网技术核心，规范一次

/

二次调频、故障穿越、电能质量储、能继技电术保国护家、标调度准通：信等GB/T

36548-2024电化学储能电站接入电网测试规程2025-01-01并网测试依据，明确涉网试验项目、方法与评价标准全国标准信息公共服务平台GB/T

46957-2025电力储能系统

并网储能系统安全通用规范2026-07-01并网安全通用要求，等同采用

IEC

62933-5-1:2024，覆盖危险源辨识、风险评估、系统测试GB/T

44134-2024电力系统配置电化学储能电站规划导则2024-12-01系统规划要求，明确站址、容量、接入系统等规划原则GB/T

44026-2024预制舱式锂离子电池储能系统技术规范2024-12-01预制舱技术规范，规定外观、防护、性能及试验方法为促进我国电化学电池储能产业健康发展，国家标准化管理委员会于2014年批准成立了全国电力

储

能

标

准

化

技

术

委

员

会（SAC/TC

550）。全国电力储能标准化技术委员会成立以来，积极推动电化学电池储能技术相关的国家标准制定，极大地推动了电池储能电站的建设。电化学电池储能领域国家标准的详细信息见左表二、储能行业现状——储能技术行业标准：行业标准国内储能行业标准的制定主要由国家能源局组织开展。目前发布的电化学电池储能技术相关的行业标准中涉及储能接入配电网技术要求、测试条件及方法、运行控制及检测、电化学电池储能电站设备可靠性评价、标识系统编码等方面。电化学电池储能技术相关的行业标准具体情况如左表序号标准号/计划号标准名称1NB/T

42091-2016电化学储能电站用锂离子电池技术规范2NB/T

42090-2016电化学储能电站监控系统技术规范3NB/T

42089-2016电化学储能电站功率变换系统技术规范4NB/T

33014-2014电化学储能系统接人配电网运行控制规范5NB/T

33015-2014电化学储能系统接入配电网技术规定6NB/T

33016-2014电化学储能系统接入配电网测试规程7NB/T

31016-2011电池储能功率控制系统技术条件8DL/T

1815-2018电化学储能电站设备可靠性评价规程9DL/T

1816-2018电化学储能电站标识系统编码导则10DL/T

1989-2019电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议二、储能行业现状——储能技术地方标准：地方标准电化学储能地方标准以省级

/

市级

DB（

地方标准）为核心，

配套行业协会导则与管理办法，

在国标

GB/T51048-2025

基础上细化安全、并网与运维要求，2025-2026

年多地密集出台，以下为重点地区核心标准与适用要点。；地区标准编号

/名称发布

/实施时间核心适用范围关键条款亮点北京DB11/T

1893-2021《电力储能系统建设运行规范》2022-04-01实施锂离子

/

钠离子

/

液流等（≥100kW/100kWh）地下

/

半地下禁用；防火间距、消防联动、退役全流程《北京市新型储能电站建设管理办法（试行）》2025-10-24≥500kW/500kWh

电站；100kWh

+

分散式装置备案、审批、验收全流程闭环；多规合一、施工图审查广东DB44/T

2693-2025《电化学储能电站安全管控技术规范》2025-09-26≥500kW/500kWh电站安全监测

-

管理

-

应急全链条；热失控预警、消防配置浙江T/ZDL

043—2026《用户侧电化学储能接入配电网技术导则》2026-02-1520kV

及以下用户侧储能并网容量、故障穿越、电能质量计量通信江苏镇江DB3211/T

1096-2025《用户侧电化学储能电站安全设施

“三同时”

管理规范》2025-02-01用户侧储能防火单元≤10MWh；间距≥3m安全设施与主体工程

“三同时”上海沪安委办〔2023〕39

号《加强电化学储能电站安全管理的意见》2023-09全市储能电站消防安全、并网审查、应急管理配套《并网服务指南》国网上海市电力公司二、储能行业现状重要标准《电化学储能电站设计标准》GB

T51048-2025该标准是针对电化学储能电站设计的国家标准，从站区规划与总布置、储能系统设备、电气一次、系统及电气二次、土建、采暖通风与空气调节、给水和排水、消防、环境保护和水土保持以及劳动安全和职业卫生等方面对电化学储能电站的设计进行规范，对电池储能电站的建设具有重要指导意义。该标准选择适用的电池储能电站储能系统规模为额定功率不小于500kW且放电时间不小于1h。三、医院中的应用策略医院中主要应用场景主要应用场景序号应用场景应用类型技术路径占地备注1提高用电可靠性应急电源UPS较小严禁其他负荷接入2提高分布式电源自发自用率光储直柔微网光伏板+锂电池较小3峰谷电价差套利蓄冷冷机+水池较大储电锂电池较大三、医院中的应用策略-光储直柔案例光储直柔什么是“光储直柔”“城市建筑‘光储直柔’的目标是通过更大的柔度接收外来风电光电，成为绿电用户”——江亿，《为什么要发展光储直柔建筑新型配电系统》“光储直柔”定义配置建筑光伏和建筑储能，采用直流电气系统，且用电设备具备功率主动响应功能的新型建筑能源系统。《民用建筑直流配电设计标准》提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。国务院《2030年前碳达峰行动方案》三、医院中的应用策略-光储直柔案例柔性什么是“光储直柔”“光储直柔”建筑特征——柔性高电气化率高比例建筑场地内光伏高比例可调节直流用电设备建筑分布式储能装置双向智能充电桩“光储”是措施、“直”是桥梁、“柔”是效果三、医院中的应用策略-光储直柔案例多能互补案例一

某院区光储直柔系统院区综合能源供应站6750kW离心式热泵机组5台5626kW（1600RT）离心式冷水机组4台14MW燃气热水锅炉2台屋顶光伏166kWpBIPV光伏24kWp涵盖冷、热、气、电多能互补的综合能源供应模式项目也是冷热气电综合示范站。具有热泵装机规模大，可再生能源再利用比例大，技术性、经济性均有突出表现的典型项目。三、医院中的应用策略-光储直柔案例方案案例一

某院区光储直柔系统系统配置光伏发电系统：166kWp储能电池：

20kW，

40kWh（

接入内部直流母线）直流

750V供电：

共

60

kW，充电桩；直流

375V供电：最大功率

5kW，直流空调；直流

48V

供电：

最大功率

10

kW，包含直流照明、直流插座、显示屏等；设备名称规格数量直流电能路由器直流输出

DC750V/DC375V/DC48V1电池系统20kW/40kWh，

含电池组，

BMS，电池架，

温控系统1三、医院中的应用策略-光储直柔案例应用场景：发电侧、电网侧、用户侧运行模式为“自发自用”，光伏安装量166kWp。屋面设置逆变器，交流电接入首层配电室并网，所发电量接入综合楼交流用电系统，用电顺序：光伏＞市电。案例一

某院区光储直柔系统原方案现方案运行模式为“自发自用”，光伏安装量166kWp。直流电首先接入首层能源管控中心直流电能路由器，并接入配电间交流用电系统。所发电量首先供应能源管控中心直流设备及直流充电桩，多余电量给储能系统储存，储能充满后电量回馈综合楼交流用电系统。用电顺序：光伏＞储能＞市电，最终由综合楼消纳完毕。取消屋面逆变器增加直流电能路由器+储能电池系统将应用场景内末端交流设备更换为直流设备。三、医院中的应用策略-光储直柔案例与上层能源管理系统对接，实现调度优化、

发电预测、

负荷预测、

数据统计分析等功能。应用场景：发电侧、电网侧、用户侧案例一

某院区光储直柔系统系统运行功能和策略目标时段电价时段运行模式23:00-7:00谷电时段市电供应用电负荷,

储能充电7:00-9:00平电时段市电和光伏供应用电负荷9:00-12:00峰电时段光伏和储能给系统供电,

市电补充缺额功率12:00-14:00平电时段市电和光伏供应用电负荷14:00-19:00峰电时段光伏和储能给系统供电,

市电补充缺额功率19:00-23:00平电时段市电供应用电负荷三、医院中的应用策略-电储能案例案例二

某康养项目储能电站光储直柔子微网峰谷套利的电站储能系统要比光储直柔系统简单；主要包括储能电池、电池管理系统、功率变换器、电站管理系统等，有成熟的成套产品。0.4kV交流母线三、医院中的应用策略-电储能案例集装箱式储能电站案例二

某康养项目储能电站标称容量：1000~5015kWh充放电功率：500~2508kW能量密度：170Wh/Kg外形尺寸：6058X2438X2896重量：43T三、医院中的应用策略-电储能案例储能一体柜案例二

某康养项目储能电站标称电量：215kWh标称电量:229kWh三、医院中的应用策略-电储能案例康养项目、方案阶段案例二

某康养项目储能电站三、医院中的应用策略-电储能案例部分应用+预留远期案例二

某康养项目储能电站-初步方案区域面积变压器容量箱式电站功率箱式电站容量C区：总部办公、研发楼、数据中心约26000平方米2X1600kVA2X500kW2X1000kWhA区：康复医院约100000平方米空调变压器容量：2X2000kVA2X500kW2X1000kWh其他区：约270000平方米预留接口三、医院中的应用策略-电储能案例案例二

某康养项目储能电站-系统运行功能与上层能源管理系统对接，实现调度优化、

发电预测、

负荷预测、

数据统计分析等功能。运行方式时段电价时段运行模式23:00-7:00谷电时段市电供应用电负荷,

储能充电7:00-9:00平电时段市电供应用电负荷9:00-12:00峰电时段储能给系统供电,

市电补充缺额功率12:00-14:00平电时段市电供应用电负荷14:00-19:00峰电时段储能给系统供电,

市电补充缺额功率19:00-23:00平电时段市电供应用电负荷三、医院中的应用策略-电储能案例回收期案例二

某康养项目储能电站-投资回收期投资回收期总投资工商业液冷储能系统

EPC

单价：0.85

元/

Wh（含电芯、PCS、BMS、EMS、消防、土建、安装、并网）总容量：4000kWh=

4,000,000Wh初始总投资：4,000,000

×

0.85=

340万元年运营维护成本工商业储能年运维费率：3%（含人工、检修、保险、系统升级）年运维成本：340

万

×3%