第一批质保到期潮汹涌而至 ，中国储能准备好了吗

质保到期潮汹涌澎湃，中国储能准备好了吗？

当首批储能电站陆续走出5年质保周期，中国储能无疑迎来了新的考题。

从前，我们只关注如何建，以及如何促进更快建，而如今，第一批储能电站已批量化走完或者即将走完初始生命周期，其后续走向成为行业不得不直面的新命题。

它们曾是新能源转型路上的“第一批功臣”，既是中国储能的先锋，也是示范；但也有部分电站，曾沦为配储潮下的“摆设”，在价格战的挤压下，性能远低于新型电力系统的需求。

质保到期，这些作为最早一批承载着中国能源转型希望的设备，其最终命运值得行业重点关注。

就在行业聚焦质保到期电站命运之际，2026年2月6日，新疆新华莎车20万千瓦/80万千瓦时构网型储能改造项目人工短路试验成功，正式具备商业运行条件。

该案例不仅揭开了存量跟网型储能构网化改造的“冰山一角”，更折射出一个关键现实——在储能建设潮前期，构网需求鲜少有人问津，而如今，构网化改造已成为存量电站延续价值的重要方向。

与此同时，这也意味着，第一批质保到期的储能电站若想持续投入使用，还将面临一系列技术改造难题——这，正是质保到期或濒临到期的储能电站需要应对的新课题之一。

5年观察：

质保到期潮汹涌而至

5年前，2021年被不少人视为中国储能发展的元年。

这一年，宁德时代的市值在5月31日突破万亿。也正是从这一年开始，宁德时代储能电池出货量正式步入增长快车道，约为52GWh，并从这一年开始已连续4年位居全球储能电池出货量“榜首”。

海博思创董事长张剑辉曾如是评价：2021年，中国的储能产业取得了快速增长。独立共享储能电站助推新能源+储能应用；火储联合调频开辟江浙新阵地。

数据是行业增长最直观的佐证：2021年中国新型储能市场累计装机规模达5729.7MW（约5.73GW），同比增长75%）；新增投运规模首次突破2GW，达2.4GW/4.9GWh，同比增长54%。

进入2022年，行业增长势头进一步提速，国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，功率规模首次突破6GW，能量规模首次突破15GWh，与2021年同期相比，增长率均超过180%；从应用模式上看，近65%的装机规模分布在电网侧，并且其中90%的项目为独立储能项目，独立储能也由此逐渐显现出成为新型储能主流应用形式的潜力。

2022年也因此成为我国新型储能全面突破的关键一年。而这份增长势头一直延续至2025年，截至2025年12月底，我国电力储能累计装机规模达213.3吉瓦，同比增长54%；其中新型储能累计装机规模达144.7吉瓦，同比增长85%，以锂电池为代表的新型储能已成为增长最迅猛的储能业务。

行业的爆发式增长，也注定了质保到期潮的如期而至。这意味着，到2026年末，至少有超20GWh储能电站已正式进入质保到期阶段，迎来命运的关键抉择。

据调研了解，2021年前投运的储能项目中，已有约50%的电池进入“退役临界点”（容量衰减至80%左右）。更值得关注的是，2022-2023年投运的大批项目正逐步走出3-5年质保期，未来3年储能电池退役规模的年均复合增长率将超60%。

质保期满后，

储能电站的三种命运猜测

储能电站5年质保期满后，将正式进入运维、监测、维修、成本管控与风险应对的关键阶段，其最终命运并非单一走向。

结合自身设备条件、市场实际需求和政策导向，这些电站大致可分化为“持续存续运营”、“梯次利用焕新”、“淘汰合规处置”三大路径。

命运一：“续命”，持续发挥储能价值

据高工储能了解到，并非所有质保到期的电站都会“退役”，那些前期采用优质设备、运维规范、符合新型电力系统需求的电站，将通过科学运维和核心部件升级，实现“续命”存续，仍将承担储能调峰、调频、保供的核心功能。

以高工储能走访的汕尾陆丰电站为例，该电站已跑满全生命周期、顺利度过质保期，但由于前期设备选型严格、运维到位，其核心部件仍能正常运转，通过针对性的检修、电池单体替换和控制系统升级，仍可继续参与电网调度。

这类电站的业主通常会选择与专业运维企业合作，签订后续运维协议，通过定期监测、故障排查、部件更新等方式，延长电站使用寿命——这不仅能让电站持续创造经济效益，也能有效避免设备过早废弃带来的资源浪费和环境压力。

当然，这类电站的存续，背后有着坚实的储能市场需求支撑。这类储能电站即便走出质保期，仍有明确的市场需求和盈利空间，才有续命的可能性。同时，政策对储能高质量发展的导向，也为这类电站的存续提供了有力支持，鼓励企业通过技术升级、运维优化，提升储能设备的全生命周期利用率。

命运二：梯次利用，挖掘剩余价值

对于那些质保到期后，电池容量衰减至初始容量的60%-80%、无法满足主储能应用场景，但仍具备一定储能能力的电站，“梯次利用”成为其最具价值的出路——既避免了直接废弃造成的资源浪费，也能通过场景切换，继续发挥剩余价值，成为衔接“主储能”与“回收处置”的重要中间路径。

当前储能电池技术呈现多元化发展，但锂电池仍占据绝对主导地位，截至2024年底，中国已投运的新型储能项目中，锂离子电池储能占比约96.4%。不同类型锂电池的使用寿命存在差异：磷酸铁锂储能电池循环寿命可达3000-6000次，优质电池包设计甚至能达到8000-10000次以上。对于这些电池容量未完全衰减的电站，梯次利用的场景十分广泛。

例如，部分衰减后的储能电池可用于分布式储能、家庭储能、应急电源等对储能容量和功率要求较低的场景：大型电站淘汰的电池模块，可拆解后用于工商业园区的应急供电、偏远地区的离网储能；家庭储能场景对电池容量要求不高，衰减后的电池恰好能满足日常用电存储需求；此外，在通信基站、路灯储能等小型储能场景中，梯次利用的电池也能发挥重要作用。

目前，已有部分企业布局储能电池梯次利用业务，通过专业的检测、筛选、重组，将衰减电池转化为适配不同场景的储能产品，推动形成“生产-使用-梯次利用-回收”的完整闭环。

命运三：淘汰处置，环保难题尖锐

与优质电站和可梯次利用电站形成鲜明对比的，是那些质保到期后严重衰减、存在安全隐患的电站——它们的最终命运，只能是淘汰，并进行合规处置，这也是无法回避的现实。

根据储能行业通行标准，当电池容量衰减至初始容量的80%以下时，将无法满足电力系统对储能效率与安全的核心需求，需退出主储能应用场景；当容量衰减至50%以下时，若不及时合规回收，不仅可能因电解液泄漏、外壳腐蚀引发起火、爆炸等安全隐患，其含有的锂、镍、钴等金属元素还会渗入土壤与水源，造成环境污染，同时浪费宝贵的矿产资源。

这类电站的处置，核心在于“环保优先”，需通过专业的拆解、回收，提取电池中的宝贵金属，对电解液、外壳等废弃物进行无害化处理，避免造成环境污染。

但深入行业现实便会发现，这三重命运之下，前两种路径的可行性或许并不大。

目前，内蒙古已出台真金白银的补贴政策支持独立储能发展，为行业提供了政策参考。根据此前内蒙古自治区能源局发布的《关于加快新型储能建设的通知》及相关文件，纳入内蒙古规划的独立新型储能电站向电网的放电量执行补偿政策：2025年及以前建成投产项目的补偿标准为0.35元/千瓦时；2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/千瓦时。

对于独立储能电站的补偿要求明确：完成全容量3充3放验收后，即可按照放电量领取每度电0.35元或0.28元的补贴。据悉，仅2025年5月，内蒙古电力公司和国网蒙东电力公司就已对符合政策要求的独立新型储能电站支付了放电量补偿费用，补偿总规模接近1亿元。

而就在近日，内蒙古能源局公布42个独立新型储能电站符合补偿要求，总规模达11.52GW/48.36GWh，放电量补偿标准为0.28-0.35元/kWh，估算下来，总补偿金额达67亿元。

在这样的政策导向下，在改造旧电站、接收“孤儿电站”与新建电站之间，新投建独立储能电站的吸引力显然更大。

早在2023年，山东就已首创配建储能转独立储能的模式，为存量储能电站转型提供了新思路。

数据显示，2023年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数仅为192小时，两者差距显著。为更好地发挥配建储能在电力系统中的调节作用，2023年9月，山东印发了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》。

但无论这些电站此前是否已转型为独立储能，或是仍为纯电源侧配储电站，在五年质保到期之后，都将共同面临这场命运大考。

不是“狼来了”，

新的行业大考已经来临

储能电站质保到期后的多元命运，背后折射出的是储能行业全生命周期发展的短板——无论是梯次利用还是淘汰处置，都离不开完善的回收体系，而当前我国储能回收产业仍面临三大硬伤，不仅制约着“生产-使用-回收”闭环的形成，也深刻影响着部分电站的最终命运。

其一，行业标准缺失，资质乱象突出。储能电池回收是覆盖“梯次利用-材料再生”的全链条工艺，需严格的资质认证，但目前行业尚未形成统一标准。市面上多数电池回收企业为无资质“小作坊”，正规合格企业寥寥无几；小作坊往往通过牺牲环境、违规操作降低成本，既挤压了正规企业的生存空间，也导致部分废弃电站无法实现合规处置。

其二，前期投入巨大，资金压力凸显。一条自动化拆解线需配备电池分拣机、无损检测设备、电解液回收装置等，单条线初期投入超千万元，许多企业可能尚未实现盈利就陷入资金困境，进而导致回收产能不足，无法应对未来大规模的废弃储能设备。

其三，设备分布分散，运输成本高昂。储能应用场景多元化，部分西北大型储能基地位于偏远地区，废弃设备运输距离远、成本高，进一步增加了回收企业的运营负担，也导致部分偏远地区的废弃电站处置滞后，潜藏着安全和环保隐患。

值得欣慰的是，政策层面已开始逐步布局储能回收体系建设，为行业破解难题提供支撑。

2025年9月22日，国家能源局、工业和信息化部等四部门联合发布《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》，明确提出加快建立光伏、风电设备退役废弃产品回收标准规范，构建覆盖绿色设计、规范回收、高值利用、无害处置的回收利用体系，鼓励再制造业务；拓展新能源装备梯级利用场景，提升电池拆解回收技术水平，探索建立储能电池回收体系。

储能电站5年质保到期潮，不仅是对前期行业发展质量的“大考”，更是检验储能企业产品的“金钥匙”。

值得关注的是，阳光电源、比亚迪储能、海博思创、中车株洲所、华为数字能源、天合储能、远景能源、南瑞继保、中天储能、双登股份、科陆电子、双登股份、宁德时代、亿纬锂能、海辰储能、瑞浦兰钧、中创新航、国轩高科、鹏辉能源、赣锋锂电等作为第一批储能设备提供商，或将在质保到期潮后再次开启新一轮卡位赛。

这场质保到期潮，让关注全生命周期成为储能行业的必答题。这也从另一个维度，抑制储能行业价格战。

今年初，在众多储能系统招标中，已经出现价格明显上涨趋势。这其中，有上游电芯、碳酸锂等价格波动、供需博弈，但也有行业走出“价格战”的迹象。

而回归到质保到期后，如何破解回收难题、完善梯次利用体系、规范淘汰处置流程，不仅关乎每一座储能电站的最终命运，更关乎储能行业的可持续性发展，以及“双碳”目标的顺利实现。

当第一批质保到期潮汹涌而至，中国储能不知不觉已经迎来了“上有老，下有小”（上有即将走完生命全程的电站，下有如何在市场化环境摸索的盈利）的中年危机，真正的考验已经来临。

来源：高工储能