中能观察｜荷与储，齐向好

来源：中国能源新闻网 时间：2026-03-12 10:44

中国能源新闻网记者 杨苗苗

　　架起“充电桩”、升级“充电宝”、搭好“路由器”，国家能源局发展规划司副司长邢翼腾用三个生动比喻，诠释了充换电设施、新型储能、虚拟电厂三大领域的现实作用和未来发展。

　　国家能源局数据显示，2025年全国能源投资保持较快增长，年度重点项目完成投资额首次突破3.5万亿元，同比增长近11%。其中，负荷侧及新型储能相关领域投资表现亮眼：充换电设施“三年倍增”行动预计拉动投资2000亿元以上；新型储能全年重点项目完成投资额较上一年翻番；虚拟电厂凭借轻资产、快部署、强调节特性，大幅降低电网投资压力，通过聚合分布式资源实现源网荷储协同互动。

　　架起“充电桩”：“三年倍增”提质升级优体验

　　电动汽车充电设施服务能力“三年倍增”行动，目标是2027年底建成2800万个充电设施，满足超过8000万辆电动汽车充电需求。

　　目前，我国已建成全球规模最大的电动汽车充电网络。截至2025年12月底，电动汽车充电设施数量达2009.2万个，突破2000万大关，支撑超4000万辆新能源汽车充电需求，车桩比约为2:1，基本匹配新能源汽车发展节奏。其中，私人桩1537.5万个，占比76.5%，成为绝对主力；公共桩471.7万个，向大功率快充升级。

　　2025年我国充电设施发展呈现3方面特点。

　　一是规模增长更快。13年、5年、18个月，这3组数字直观印证几何级增长速度。从2006年首座充电站到2019年6月突破100万个用时13年，从100万到2024年6月1000万用了5年，而从1000万到2000万仅耗时18个月。

　　二是充电效率更高。全国公共场站单枪平均充电功率达46.5千瓦，效率同比提升33%。效率提升意味着充电时长缩短，有效缓解长途出行“里程焦虑”，充电服务体验明显提升。

　　三是设施覆盖更广。全国高速公路服务区累计建成充电桩7.15万个，覆盖超98%的服务区；19个省份实现充电设施“乡乡全覆盖”，农村“乡镇快充+中心村有桩”格局成形。

　　投资主体呈现多元协同布局的特征，市场活力充分释放。中国充电联盟年度数据显示，特来电、星星充电等民营企业占据市场份额前两位，国有企业市场占比有所下降，国家电网有限公司排名跌至第六、市占率4.13%，中国南方电网有限责任公司跌至第十。但国有企业的“压舱石”作用依旧突出，国家电网公司保有19.6万个公共充电桩，南方电网公司9.0万个，在高速服务区、偏远县域等公益场景投入更高，弥补了私营投资运营商的布局空缺。

　　当前，充电设施投资聚焦“大功率快充、农村网络、换电生态、V2G应用”等领域，社会资本更看重长期运营收益与政策协同。随着车桩比优化、技术降本，充电行业正从“政策驱动”转向“市场驱动”，成为新能源汽车产业高质量发展的重要基石。

　　升级“充电宝”：新型储能灵活调节能力日益凸显

　　在升级“充电宝”方面，我国开展新型储能制造业高质量发展和电力系统调节能力优化两大行动，目标为2027年全国新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上，带动投资约2500亿元。新型储能战略定位的跨越式提升令人瞩目，从“十二五”时期概念引入、作为新能源配套技术的“被动配置”，升级为“十四五”时期支撑新型电力系统建设的“核心支撑”。

　　实际运行表现是新型储能价值的试金石，在电网关键支撑节点，其可靠性已媲美传统火电。统计数据显示，容量较大的表前储能平均可用系数超98%，多数省份的集中调用显示，新型储能容量可用率超过95%，充分印证了其优质调节资源属性，以及在高负荷场景下的稳定出力和顶峰价值。

　　2025年，我国新型储能投资呈现规模爆发、结构优化、资本活跃等显著特征。

　　规模与装机方面，国家能源局数据显示，2025年新型储能装机较2024年底增长84%；截至2025年底累计装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，10万千瓦及以上项目占比72%，较2024年底提高约10个百分点，大型化趋势显著。

　　资本流向与融资方面，储能一级市场全年融资事件102起，不完全统计总额134亿元，资金向“硬科技”创新与“应用场景”落地靠拢，投资机构更看重技术迭代红利与项目落地、商业化交付能力。2025年共有8家储能企业成功上市，宁德时代、双登等头部企业赴港挂牌，赴港上市成为行业趋势。

　　投资场景与区域上，两大转变凸显：场景结构从“十三五”末的用户侧储能为主，转向独立储能占比58%成为主流，用户侧储能、火储调频占比明显下降，后者已降至1.4%；区域布局从东部负荷端向西北、华北风光富集的资源端转移，内蒙古、新疆依托资源禀赋和政策支持，装机规模大幅领先，成为核心发展区域。内蒙古装机达2026万千瓦、新疆1880万千瓦，分列全国前两位。

　　投资主体与市场格局方面，投资主体日趋多元，涵盖发电集团、储能企业、地方能源集团等，地方国企和民营企业逐渐成为独立储能投资主体，2025年下半年占比提升至76.73%。新型储能EPC市场呈现央国企主导、高度集中，但非寡头化格局。非头部企业仍有较大市场空间，行业竞争更趋激烈。

　　与此同时，新型储能调用水平进一步提升。据统计，2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。其中，国家电网公司、南方电网公司经营区新型储能等效利用小时数分别为1175小时、1294小时。

　　新型储能灵活调节能力日益凸显，在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强。

　　搭好“路由器”：虚拟电厂迈入规模化培育阶段

　　虚拟电厂的本质是将碎片化分布式资源转化为系统性价值的数字中枢，其成本优势十分突出。据国家电网公司测算，满足5%的峰值负荷需求，需要投资4000亿元建设传统电源及配套电网，而建设虚拟电厂成本仅需10%至15%，就能大幅降低电网投资压力，提升电力系统灵活性与调节能力。

　　2025年，我国虚拟电厂政策体系成型、技术架构成熟、市场机制破冰，实现了从试点探索向规模化培育的发展阶段。

　　政策层面，实现顶层设计与落地细则双轮驱动，2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，首次明确虚拟电厂定义，并设定量化目标：2027年全国调节能力达2000万千瓦以上，2030年达5000万千瓦以上，同时明确其可参与电力中长期、现货、辅助服务三大市场。地方层面，广东、山东、山西等省份积极探索，形成了可复制、可推广的发展经验。

　　技术层面，资源聚合能力与调度效率双重提升。上海实现国内首次城市虚拟电厂百万千瓦规模调用，最大削峰116万千瓦；山西虚拟电厂迈入“百万千瓦”级，2025年聚合用户122户、容量201.38万千瓦，最大可调节负荷25.63万千瓦，成为当地电网调峰的重要补充。

　　市场交易层面，虚拟电厂的资源聚合价值持续释放，市场化交易规模稳步扩大。据中国电力科学研究院编制的《虚拟电厂年度行业发展研究报告（2025年）》，截至2025年6月，全国40余个虚拟电厂参与电力现货市场，30余个参与辅助服务市场；2025年1—6月，山西、山东、福建、湖北等地20余个虚拟电厂累计结算金额超2亿元，市场化收益初步显现。据预测，若未来虚拟电厂在现货与辅助服务市场交易量占比达20%，市场规模有望突破1700亿元，发展潜力巨大。

　　目前，我国虚拟电厂盈利能力区域差异明显。现货市场正式运行地区，市场化程度较高，虚拟电厂可通过市场交易提升收益；非现货市场正式运行地区收益仍以需求响应补贴为主，市场化盈利渠道有待进一步拓宽。

　　“充电桩”的持续扩容、“充电宝”的能级跃升、“路由器”的高效联动，三个领域投资活力持续释放，共同推动电力系统从传统源网荷单向调度、线性响应的模式，向源网荷储多端协同、动态优化、智能互动的新型模式深度转型。

责任编辑：闫弘旭