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电化学储能行业发展报告2026

电气设备 2026-06-29 - 中电联电动交通与储能分会文梦维

一、政策情况

宏观政策：新型储能被纳入国家战略性新兴支柱产业，连续三年写入《政府工作报告》，并正式纳入国家战略性新兴支柱产业。政策体系日趋完善，推动行业从规模化发展向全面市场化运营跨越。
储能规划政策：20多个省份在“十五五”规划建议中提及新型储能，为产业发展明确总体基调。
电力市场政策：全国统一电力市场规则体系基本建立，储能参与电力中长期、现货、辅助服务市场的规则开始建立。
- 中长期市场：储能采用充电按用电主体、放电按发电主体的模式参与，各地政策框架趋于统一，但存在区域差异化安排。
- 现货市场：全国25个电力现货市场运行地区实现省级区域基本全覆盖，储能参与日前、实时全周期现货交易，执行规则呈现梯队分化。
- 辅助服务市场：储能主要参与调频、备用等辅助服务市场，部分地区探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种。
- 容量市场：电网侧独立新型储能纳入容量电价体系，形成容量型、电量型、市场化规则型三类主流执行模式。
电价政策：13个地区调整了工商业分时电价政策，峰谷价差呈明显收窄态势，固定分时电价政策开始退出历史舞台。
需求响应/虚拟电厂：国家出台专项政策文件，明确到2027年、2030年虚拟电厂调节能力目标，各地陆续出台配套政策支持虚拟电厂发展。
补贴政策：全国各省市出台30余项储能补贴政策，主要包括放电补贴、投资补贴两大类，主要面向用户侧储能、独立储能以及不区分应用场景的储能项目。

二、发展情况

整体装机情况：截至2025年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达136GW/351GWh，较“十三五”末增长超40倍。
区域分布情况：新增投运的电化学储能电站分布在30个省份，内蒙古、新疆、云南等省份新增装机排名前十。
应用场景分布情况：电源侧、电网侧、用户侧电化学储能装机占比分别为35.58%、62.10%、2.32%，主要应用场景为独立储能和新能源配储。
储能时长情况：电化学储能平均储能时长2.53h，长时储能项目逐渐增多，4h及以上储能累计投运总功率占比28.42%。
电站规模分布情况：新增电站主要是百兆瓦级以上大型电站，大型电站装机占比由2021年的25%提升至72%。
接网电压等级：新增投运电化学储能电站主要接网电压等级为35kV～110kV、220kV 及以上，已投运的电化学储能电站主要接网电压等级为220kV 及以上。
技术路线：锂离子电池仍占据主导地位，全钒液流、铅炭电池进入规模化应用初期，钠离子电池步入初步商业应用阶段。

三、运行情况

整体电力电量情况：2025年，电化学储能运行水平持续提升，年均运行小时数1940h，年均利用小时数71084h，年均等效充放电次数8248次，平均利用率指数949%。
区域电力电量情况：浙江、西藏、江苏、云南等省份年均利用小时数达到1000h以上。
应用场景电力电量情况：
- 新能源配储：年均运行小时数1759h，年均利用小时数917h，年均等效充放电次数199次。
- 火电配储：年均运行小时数3894h，年均利用小时数1398h，年均等效充放电次数918次。
- 独立储能：年均运行小时数2025h，年均利用小时数1246h，年均等效充放电次数299次。
- 工商业配储：年均运行小时数4371h，年均利用小时数2064h，年均等效充放电次数341次。
能效情况：电化学储能总充电电量16796GWh，总放电电量14991GWh，平均转换效率1489.23%。