《中国新型储能发展报告(2026)》传递出哪些新趋势?

7月30日，国家能源局发布《中国新型储能发展报告(2026)》(以下简称《报告》)。报告显示，截至2025年底，全球新型储能累计装机约2.8亿千瓦，同比增长67%，中国装机规模约占全球50%，其中电池储能占比约97%。

我国新型储能累计装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长84.3%，平均储能时长2.58小时，较2024年增加0.30小时。全国新型储能等效利用小时数从2023年的611小时提升至2025年的1195小时，调节作用持续发挥。

从地区分布看，华北、西北为装机主力区域，合计占全国60.7%，两地新增装机占全国66.8%。从应用场景看，独立储能装机占比达51.2%，新能源配建储能占比36.9%。2026年上半年，全国已建成投运新型储能装机达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。

《报告》回顾，“十四五”时期我国新型储能实现跨越式发展，装机规模从300万千瓦提升至1.36亿千瓦，增长超40倍，已超过抽水蓄能成为第一大调节性资源。

但较之取得的成绩及未来目标，这份报告更值得关注的，是新型储能行业发展的新逻辑和新趋势。

第一、四个转向，构成行业主线

从发展路径看，行业正在经历四个关键转向。

一是从追求装机规模，转向考核实际调用。2025年全国新型储能平均利用小时数达到1195小时，平均等效充放电次数达到256次。项目是否被调用、能否真正参与调峰和新能源消纳，正在成为比装机规模更重要的评价指标。

二是从新能源配建为主，转向独立储能成为主体。独立储能占累计装机的51.2%，占2025年新增装机的57.5%。储能项目正在从新能源项目的配套设施，转向可独立参与调度和市场交易的系统资源。

三是从2小时项目集中建设，转向大型化和中长时并进。截至2025年底，单站规模10万千瓦及以上项目占比达到72%；4小时及以上储能占比达到27.5%，一年提高12.1个百分点。

四是从价格竞争，转向价值竞争。2022年以来，锂离子电池储能系统中标价格累计下降超过60%，储能电站EPC中标价格下降超过40%。到2025年，价格进入低位企稳阶段，继续依靠大幅降价扩张的空间收窄，安全、寿命、效率、系统集成和全生命周期经济性将成为主要竞争维度。

第二、装机结构比装机总量更值得关注

从区域布局看，储能建设继续向新能源集中、调节需求较大的区域集聚。华北和西北合计占全国累计装机的60.7%，占2025年新增装机的66.8%。这意味着，下一阶段不能只回答“建多少”，还要回答三个更具体的问题：建在哪里、配置多长时间、以什么方式参与系统运行。

第三、利用水平决定项目有没有真实价值

从运行效果看，储能已开始从“建成备用”转向“常态调用”。2023年至2025年，全国新型储能平均利用小时数由611小时提高到911小时，再增至1195小时，连续两年明显提升。2025年，新型储能消纳新能源电量超过300亿千瓦时，迎峰度夏期间，多个省份集中调用储能，最大放电功率达到数百万千瓦，调用同时率超过95%。

后期，行业将更看重稳定调用场景，而非单纯的建设规模。

第四、收益机制正在取代强制配储

从驱动机制看，储能发展的制度逻辑已经发生变化。2025年开始，新建新能源项目不得再将配置储能作为核准、并网和上网的前置条件。储能不再主要依靠行政配置要求获得项目机会，而要根据电力系统需求和市场收益决定是否建设。

第五、技术选择要回到具体场景

从技术路线看，多元化趋势已经形成，但锂电仍是当前主力。截至2025年底，锂离子电池储能占全国新型储能装机的96.1%，短期内仍是规模化建设的主力。技术演进呈现两条清晰路径。

一条是锂电继续提高单体容量、循环寿命和系统集成水平。500—1000安时级大容量电芯已经量产，量产储能电芯循环寿命由5000次提高至15000次。

另一条是压缩空气、液流电池、钠离子电池等技术围绕长时、安全和特定场景加快工程验证。

报告认为，“十五五”时期新型储能将由规模化发展逐步进入全面市场化发展阶段。按照《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》，到2027年，全国新型储能装机将达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。储能装机还会增长，但决定行业质量的将是四个问题：独立储能能否形成稳定收益，项目能否被高效调用，长时储能能否完成规模化验证，安全和标准体系能否跟上建设速度。

另据国家能源局最新消息，今年以来，我国新型储能延续了良好的发展态势。截至6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。