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     “储能研究院”是出海通智库旗下的专业研究院之一，侧重研究全球储能发展形势，分析政策、技术、竞争态势，协助企业把握市场商机、创新商业模式、规避投资壁垒，取得境外储能市场的可持续发展。    、

一、发展现状

1.1 从“安全阵痛”到“有序增长”

韩国储能市场的发展历程是一部政策引导与产业实践互动演进的历史。早期受可再生能源证书（REC）权重激励驱动，韩国储能市场经历了短暂的爆发式增长。然而2018年前后接连发生的储能电站火灾事故，使整个行业被迫进入安全整顿与政策调整期，市场增速一度大幅放缓。

经历了这段深度调整后，韩国储能市场自2023年起进入了一个以“高质量、长时化、市场化”为核心特征的全新发展阶段。韩国政府吸取了早期火灾事故的教训，在安全标准、技术路线、市场机制等方面进行了系统性重构，为储能行业的有序健康发展奠定了制度基础。

1.2 存量规模与修复轨迹

从存量装机来看，韩国电池储能市场已经具备相当规模。截至2023年底，韩国电池储能累计装机规模达到4.4GW/10.4GWh，标志着市场在经历深度调整后，存量资产已逐步修复并趋于稳定。

进入2024年，市场增长显著提速。最具标志性的事件是韩国电力公司（KEPCO）于2024年9月宣布投运一个总容量高达978MW/889MWh的电网侧稳定化储能项目组合，这不仅是当年“表前侧”储能市场的关键增量，也预示着电网侧储能的大规模部署正式拉开序幕。另据行业报道，该项目的并网在当时号称亚洲最大规模的电网稳定化储能系统。

1.3 电力市场需求牵引

韩国储能市场增长的核心驱动力源于其独特的电力系统结构。韩国是OECD国家中少有的国家电力公司（KEPCO）垄断输配电网的国家，电力市场结构相对集中。随着可再生能源渗透率不断提升、AI数据中心大规模兴起以及半导体制造业持续扩张，韩国电力系统面临日益严峻的供需平衡压力。

韩国的能源需求正处于强劲增长轨道。第十一次电力供需基本计划（11th BPLE）提出，可再生能源占比将从2023年的8.4%提升至2038年的29.2%，太阳能和风能发电容量预计从30GW翻两番至121.9GW。这一大规模的可再生能源部署，必然需要配套大规模的储能系统来平抑出力波动和保障电网稳定。

1.4 市场特点总结

综合来看，韩国储能市场呈现以下鲜明特点：一是政策驱动特征显著，政府通过中央合同市场（Central Contract Market）招标制度为储能项目提供长期稳定收益；二是电网侧储能占据绝对主导地位，用户侧储能仍处于发展阶段；三是韩国本土电池三巨头（LG新能源、三星SDI、SK On）在市场中占据决定性份额，竞争激烈且技术路线分化明显；四是安全始终是市场发展的“高压线”，历次火灾事故对市场走向产生了深远影响。

二、未来空间

2.1 中长期增长目标

韩国政府对储能市场的战略雄心非常明确。根据产业通商资源部（MOTIE）提出的《能源储存产业发展战略》，韩国目标在2036年取得全球ESS市场35%的市占率，展现高度政策企图心。

从具体的装机规划来看，第11次电力供需基本计划明确了到2038年在全国范围内供应23GW储能的目标。这一目标如果如期实现，意味着未来十余年内韩国储能装机容量将增长数倍。从时间节点看，政府规划到2029年安装2.29GW的储能系统，并计划2030年可再生能源设施容量达到78GW。

2.2 长时储能规划

韩国在长时储能（LDES）领域的规划尤为引人关注。国际能源署储能技术合作计划披露，韩国政府已在其第十次电力供需基本计划框架下，确认了到2036年实施高达20.85GW的长时储能项目，预计总投资额在223亿至308亿美元之间。

这一规划不仅是总量宏大，还细化到了不同放电时长维度的结构配置：4小时储能容量4.22GW、6小时储能容量15.58GW、8小时储能容量1.05GW，显示出以6小时为主体的配置思路，以满足可再生能源高渗透率下的跨时段能量平衡需求。这种对长时储能的系统性规划，在全球范围内都是较为先进的政策设计。

2.3 市场增速预期

从市场增长速率来看，各方预测较为一致。市场研究机构Market Research Future预测，2025年至2035年，韩国储能市场的年均复合增长率将达到惊人的25.46%。考虑到韩国已经具备较为成熟的电池制造基础和清晰的政策框架，这一增速目标具有一定现实基础。

美国贸易发展署（USDOC）的分析也指出，韩国已经有了相当可观的储能项目储备，计划增加吉瓦级容量以支持其能源安全。

2.4 用户侧与分布式储能空间

虽然当前韩国储能市场以电网侧为主导，但用户侧储能和分布式储能也展现出增长潜力。政府近期公布了下一代分布式电网战略，计划投资2.23亿美元，通过部署85个储能系统（首期20个将于2026年投用），预计可新增485MW的光伏并网容量，同时还将开发微电网用于中小负荷场景。此外，非导线替代补偿方案将在济州启动试点，当储能系统取代电网建设需求时，运营商可获得补偿。随着电价改革推进和用户侧电价上涨，工商业储能的经济性也将逐步显现。

三、储能政策

3.1 战略框架：“四维组合”

韩国储能政策框架可以概括为“系统充裕度约束 + 长时储能路径 + 市场机制落地 + 产业竞争力强化”的四维组合。这一组合既涵盖了供给侧的能源结构转型目标，也包括了需求侧的市场机制设计，还兼顾了产业端的竞争力培育。

系统充裕度目标是韩国储能政策的底层逻辑。第十次电力供需基本计划设定了明确的电力储备裕度目标，要求从2026年的20%逐步提升至2036年的22%。储能，特别是长时储能，被视为实现这一目标、保障供电安全的关键工具。

3.2 中央合同市场制度

韩国储能市场机制的核心创新是“中央合同市场”制度。政府通过韩国电力交易所（KPX）组织年度集中招标，为中标的独立储能项目提供为期15年的长期固定容量合同。这一机制极大地降低了储能项目的融资难度，为长期资本进入创造了稳定的收益预期。

2024年，韩国电力交易所首次通过国家拍卖授予了65MW电池储能容量。随后，2025年5月，产业通商资源部公布了一项全国性招标计划，安装540MW的电池储能系统，标志着韩国首个由政府主导的大规模部署正式启动。运营商需在2026年前建成储能设施，运营15年，总投资约1万亿韩元（约7.31亿美元）。2026年1月又进行了更大规模的招标，同样是540MW、15年合同。

3.3 评分机制的精细化设计

值得关注的是，韩国政府在中央合同市场招标中引入了高度精细化的评分机制。第一轮招标总分100分，其中非价格标准占40分，评估技术能力和对国内产业的贡献——在这些方面三星SDI表现突出。第二轮招标则将价格评估权重降低10个百分点，调整为与非价格评估各占50%，并将非价格标准中的火灾及设施安全评分提高3分至25分。

在非价格评估中，政府按照电网连接、产业与经济贡献、火灾及设施安全的顺序分配评分权重。这种设计既确保项目技术可行性，又强化了对本土制造业和安全的倾斜。同时，评分标准还要求审查阴极、阳极、电解液等关键电池材料的采购来源。

3.4 安全标准体系全面升级

经历了2018年前后的多起储能火灾后，韩国政府对安全标准体系进行了系统性重构。韩国电气安装条例于2023年4月修订，电气安装检查标准于2023年7月修订，电气安全管理法施行规则于2024年7月修订。新规要求：当二次电池总容量超过600kWh时，必须与其他电气设备隔离，设施必须具有防火性能；电池异常时系统必须自动断开电路；模块和机架必须安装灭火系统以防止火势蔓延。

2026年3月，韩国技术标准院发布新版储能电池标准KC 62619，替代2019版，术语定义与国际标准对齐，安全要求进一步提高。此外，政府正在推动LFP电池安全管理规则的专项修订，因为现行安全标准主要以镍系电池为中心，缺乏针对LFP电池特性的专门标准。江原道正在三陟建设ESS消防安全示范中心，总投资1187亿韩元，到2028年将投入244亿韩元。

3.5 产业扶持与研发投入

韩国政府将储能作为“K-电池”国家战略的重要组成部分，通过财政支持和研发投入强化全球电池产业链中的领导地位。2025年针对二次电池等领域的财政支持提升至7.9万亿韩元（约合58亿美元），同比增长31.7%。

2025年12月，政府宣布将在未来四年投入2800亿韩元（约1.91亿美元）开发全固态、锂金属和锂硫电池等下一代电池技术，以帮助本土企业在激烈的全球竞争中提升竞争力。政府还计划制定10年路线图，重点基于技术进步而非价格竞争来推动产业转型，同时降低对中国的关键材料依赖，设立1000亿韩元的供应链稳定基金，扩大低息贷款计划。

金融服务委员会将电池列为七大战略领域之一，可从150万亿韩元增长基金中获得支持。济州道被指定为分散能源特区，将推动基于VPP的V2G模型（36MW）、ESS模型（60MW）和P2X模型（57MW），确保153MW的弹性资源。

四、关键制约

4.1 安全隐患的历史遗留与持续挑战

安全问题是韩国储能市场发展的最大制约因素。2017-2019年间韩国发生多起ESS火灾事故，曾导致行业一度停滞。虽然政府已大幅强化安全标准，但大田国家信息资源服务处的UPS火灾事件再次引发了社会对“巨型电池”安全性的广泛担忧。

尤其值得警惕的是，新旧标准之间的“安全鸿沟”正在成为一个棘手问题。新标准实施前安装的ESS或UPS设施，虽然按规定需要每1-2年进行一次定期检查（容量1000kWh以下），但其安全水平可能与新标准存在明显差距。政府正在考虑为超出发货保修期的老旧电池系统提供更换激励，但具体实施方案尚未明确。江原消防本部的数据显示，2023年韩国共发生21起ESS火灾，2024年发生19起，2025年截至10月发生13起，尽管呈下降趋势但数量仍不容忽视。

4.2 中国企业的成本与技术双重挤压

韩国储能市场面临的最大外部挑战来自中国电池企业的强势竞争。目前，以宁德时代为首的中国制造商占全球储能电池容量的近90%。宁德时代已在2025年1月设立韩国子公司，表明其进军当地市场的意图。

韩国电池企业长期押注三元锂电池（NCM）技术路线，对磷酸铁锂（LFP）的开发和生产准备相对滞后。这种技术路径差异正在深刻改变全球电池产业的竞争格局——中国企业凭借LFP电池的成本优势在储能领域快速扩张。韩国律村律师事务所首席分析员崔峻荣指出，中国企业大力发展成本更低的LFP电池并借此在ESS领域加快扩张，而韩国企业在开发和生产准备上已经相对滞后。

4.3 盈利能力困境

当前韩国储能市场的盈利能力面临严峻挑战。韩国智能电网协会副会长Chang Jae Won明确指出：“在当前的电力市场体系下，私营企业没有盈利模式来收回投资于直流储能的成本”。这一判断揭示了韩国储能市场商业模式尚未成熟的结构性问题。

从企业层面看，2025年第四季度韩国三大电池企业全部出现营业亏损：LG新能源亏损1220亿韩元，三星SDI预计亏损约3000亿韩元，SK On预计亏损2000亿韩元。这些亏损固然与电动汽车需求放缓有关，但也反映出储能业务的盈利能力尚未充分释放。

4.4 外资准入与投资审查

虽然韩国《外国人投资促进法》规定外国投资者可以自由在韩国从事外商投资业务（涉及国家安全、公共秩序、国民健康或环境保护的情形除外），但储能属于涉及电网安全和能源基础设施的敏感领域，外资投资需通过安全审查程序。外国投资者向韩国贸易投资振兴公社、外汇银行或产业通商资源部提交投资报告时，需明确是否可能构成国家安全威胁。

此外，中标的储能项目在拍卖框架下进行中标后股权转让，需要事先获得批准，并适用外国投资申报要求。这增加了外资进入韩国储能市场的交易复杂性和不确定性。

4.5 电网连接与技术标准壁垒

韩国碎片化的电网系统和区域间连接规则差异构成了实际部署中的技术障碍。中标项目在非价格评估中的“电网连接”评分项，要求评估包含电池供应商在内的联合体能否有效开展特定变电站的项目执行。此外，KC Safety认证框架下的最新标准仅接受2025年后的韩国安全标准，旧报告被拒绝接受。对于外国企业而言，适应不断变化的技术标准和安全规范是一项持续的合规挑战。

五、盈利模式

5.1 长期容量合同：核心盈利基础

韩国储能项目最核心的盈利来源是中央合同市场授予的15年期固定容量合同。这一制度设计为储能项目提供了稳定的现金流预期，使得长期资本能够以可预测的收益率参与投资。运营商需在合同期内管理储能系统并与韩国电力交易所协调运营。

5.2 电价套利与辅助服务

除了容量合同收入外，储能项目还可以通过JEPX电力市场的峰谷价差套利获取额外收益。随着可再生能源占比提升，电力市场价格的波动性将不断增大，电价套利的空间有望扩大。此外，储能系统还可通过参与频率调节等辅助服务市场获得额外收入。KEPCO的978MW电网稳定化项目即通过提供快速频率响应和电压支撑来获得收益。

研究表明，ESS的负荷转移、频率调节和价格套利等多重效益可以从公用事业公司的角度提供成本节约和投资回报。

5.3 虚拟电厂（VPP）与聚合服务

虚拟电厂正在成为韩国储能新的盈利方向。LG新能源正在通过基于ESS和ICT的VPP平台，将可再生能源电站与电力市场连接起来，在济州可再生能源竞价试点项目中作为主要经纪商率先推动了独立储能电站和创新示范项目。

济州道正在推动的分布式能源特区计划中，基于VPP的ESS模型（60MW）是三大试点模式之一，旨在提高电网稳定性并扩大可再生能源普及。

5.4 非导线替代方案补偿

韩国政府正在济州启动非导线替代方案补偿计划的试点，当储能系统取代电网建设需求时，运营商可获得相应补偿。这一机制为储能系统开辟了新的收入来源，使其不仅仅作为发电侧的配套设施，还可以作为电网替代投资的有效方案

六、投资壁垒

6.1 准入许可与本土化门槛

进入韩国储能市场，企业必须首先获得KC Safety安全认证才能在韩国合法进口和销售。新版KC 62619标准已于2026年3月发布生效，认证难度和时间周期均有所增加。

在中央合同市场招标中，评分标准高度向本土化生产倾斜。第二轮招标将产业和经济贡献权重提升至25分，占非价格评估的一半。这意味着纯粹的进口设备供应商在竞标中将处于明显劣势。评分还要求审查关键电池材料（阴极、阳极、电解液）的采购来源，进一步强化了对本土供应链的要求。

6.2 竞争格局的高度集中性

韩国储能市场由本土三大电池巨头——LG新能源、三星SDI和SK On——高度主导。首轮招标中三星SDI一家即拿下约80%的份额；第二轮虽然SK On实现逆转获得50.3%的份额，但前三强合计仍然包揽了全部565MW的份额。对于外国企业而言，直接参与中央合同市场的投标难度极大，与韩国本土企业建立合作关系可能是更为现实的进入路径。

6.3 技术路线转型的风险敞口

韩国电池企业长期押注三元NCM技术路线，而全球储能市场正加速向LFP转型。这一技术路线的错配意味着，投资韩国储能产业链必须正视技术迭代带来的风险。虽然在政府招标的推动下，韩国企业正加速布局LFP产能，但从技术积累到规模化量产仍需时间。

6.4 盈利不确定性与融资挑战

（本报告根据公开资料和储能院研究整理）

  未完待续！

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