解读中国电力企业联合会：2025年上半年电化学储能电站行业统计数据

上半年新增装机13.66GW，相当于新能源新增装机的5.07%

1-6月，全国电力安委会20家企业成员单位新增投运电化学储能电站190座，总装机13.66GW/33.75GWh，较去年年底新增22%。这个新增规模相当于全国电源新增装机的4.66%，相当于新能源新增装机的5.07%。

截至2025年6月，累计投运电站1663座、总装机75.79GW/175.12GWh，其中在运1563座、停用100座，在建电站218座、总装机8.33GW/17.68GWh。

从近5年发展情况看，电化学储能总功率和总能量持续攀升，相当于电源总装机的比例从2021年的0.36%提升至2.08%，相当于新能源装机的比例从0.86%提升至4.39%。

独立储能新增8.34GW占六成，累计占比达57.88%

1-6月，电网侧独立储能增长最为迅猛，新增装机8.34GW，同比增长22%，占新增总装机的61%；其次为新能源配储，新增装机4.43GW，同比增长31%。

截至2025年6月，电源侧、电网侧、用户侧电化学储能装机占比分别为40.32%、57.88%、1.80%，主要应用场景为独立储能和新能源配储，合计占比94%。其中，独立储能累计投运总装机42.92GW，主要分布在山东、江苏、宁夏、湖南、内蒙古、广西、河北、浙江等省份，总装机均在2GW以上；新能源配储累计投运总装机28.66GW，主要分布在新疆、内蒙古、甘肃、河北等省份，总装机均在2GW以上。

独立储能与新能源配储两者合计占到全部装机的94%，说明当前电化学储能的应用高度集中于这两个场景。

2h储能占比65.22%，4h及以上长时储能升至31.94%

整体来看，2h储能系统应用较为广泛。截至2025年6月，储能时长为2h的电化学储能总能量114.21GWh，占比65.22%；4h及以上长时储能逐渐增多，累计投运总能量占比31.94%，较2024年半年增长11个百分点。

从应用场景看，独立储能主要储能时长为2h，占独立储能总能量的76.74%；新能源配储主要储能时长为2h、4h，合计占新能源配储总能量的92.15%；火电配储主要储能时长为1h及以下，占火电配储总能量的93.41%；工商业配储主要储能时长为2h及以上，占工商业配储总能量的99.46%。

4h及以上长时储能累计投运总能量占比已达31.94%，较2024年半年增长11个百分点，长时储能正在加速进入市场。

河北新增装机居首，内蒙古累计装机达9.5GW

1-6月，新增投运的电化学储能电站分布在27个省份，新增投运总装机排名前十的省份依次是：河北、云南、青海、内蒙古、江苏、山东、宁夏、新疆、甘肃、广西，总装机10.82GW、占比79.18%。

截至2025年6月，19个省份累计投运总装机均超1GW，其中内蒙古、新疆、山东、江苏、宁夏5个省份总装机达5GW以上，河北、甘肃、湖南、安徽、广西、青海、广东、浙江、云南9个省份总装机已超2GW。内蒙古累计投运总装机9.54GW/22.07GWh，居全国首位；新疆累计投运总装机8.83GW/30.24GWh，能量规模最大。

内蒙古和新疆在累计装机与能量规模上双双领跑全国，反映出西北地区在新能源配储和独立储能方面的集中布局。

锂离子电池占比97.34%，前五厂商集中度明显

锂离子电池仍占据已投运电化学储能技术应用主导地位。截至2025年6月，累计投运的锂离子电池项目总能量170.33GWh，占比97.34%（锂离子项目中99.93%为磷酸铁锂），其次为铅酸/铅炭电池（1.18%）、液流电池（0.98%）、钠离子电池（0.26%）、其他电池类型（0.24%）。

设备厂商方面，已投运电站装机占比前五位的电池厂商包括宁德时代、亿纬锂能、比亚迪、海辰储能、远景，总装机能量42.71GWh、占比66.27%；前五位的BMS厂商总能量35.83GWh、占比55.60%；前五位的PCS厂商总功率15.67GW、占比51.94%；前五位的EMS厂商总能量29.52GWh、占比45.80%；前五位的系统集成商总能量23.45GWh、占比36.38%。

从厂商集中度看，电池环节前五名占比超过六成，而系统集成环节前五名占比不到四成，竞争格局差异明显。

上半年平均利用513小时，工商业配储利用率指数达67%

上半年电化学储能运行情况相较2024年上半年有所提升，平均运行小时数917h，同比提高约139h；平均利用小时数513h，同比提高约49h；平均等效充放电次数121次，同比提高约6次；平均利用率指数48%，同比提高约6个百分点。

分场景看，新能源配储平均利用小时数427h，同比提高约56h；火电配储平均利用小时数673h，同比提高约103h，平均等效充放电次数444次；独立储能平均利用小时数587h，同比提高约50h；工商业配储平均利用小时数1098h，同比提高约12h，平均等效充放电次数182次，平均利用率指数67%，同比提高约9个百分点。

工商业配储平均利用率指数达67%，在各类应用场景中最高，与其每天可完成一次以上完整充放电的运行特征相匹配。

平均转换效率89.34%，新投运电站能效更优

上半年，电化学储能总充电电量7291GWh、总放电电量6514GWh、平均转换效率89.34%，电网侧储能下网电量15379GWh、上网电量3146GWh、平均综合效率82.98%。

区域方面，平均转换效率排名前五的省份依次为宁夏（92.76%）、贵州（92.44%）、湖北（91.87%）、广西（91.29%）、河南（91.16%）；电网侧储能平均综合效率排名前五的省份依次为浙江（85.20%）、甘肃（84.66%）、青海（84.42%）、广西（84.18%）、河南（84.04%）。

从投运年限看，新投运电站的能效水平较好，2年以内电站平均转换效率89.40%、平均综合效率83.69%，高于2年以上电站的89.26%和82.09%。整体安全运行良好，未发生重大安全事故，可用系数达0.98。

从装机数据看，2025年上半年新增投运190座电站，总装机13.66GW/33.75GWh，较去年年底新增22%。截至2025年6月，累计投运1663座、总装机75.79GW/175.12GWh。 新增装机相当于全国电源新增装机的4.66%、新能源新增装机的5.07%，电化学储能在新增电源中的配置比例已接近5%。同时，在建电站218座、总装机8.33GW/17.68GWh，后续增长仍有支撑。

运行效率方面，上半年电化学储能平均运行小时数917h，平均利用小时数513h，等效充放电次数121次，利用率指数48%，四项指标同比均有提升。 能效方面，总充电电量7291GWh、总放电电量6514GWh，平均转换效率89.34%，电网侧平均综合效率82.98%。可靠性方面，可用系数0.98，未发生重大安全事故，但非计划停运920次，其中85%以上由关键设备和集成安装质量问题引起。