解读中电联：电化学储能电站行业统计数据简报（2026年第一季度）

一季度新增装机154座，区域和场景高度集中

一季度，全国电力安全生产委员会企业成员单位新增投运电化学储能电站154座、总装机9.31GW/26.51GWh，同比增长2倍以上。从区域分布看，新增装机主要分布在新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古五个省份，这五个地方的新增装机占比超过78%；从应用场景看，独立储能和新能源配储是绝对主力，两者新增装机合计占比超过98%。

这意味着短短一个季度，全国累计投运总装机就已站上118GW的新台阶，行业扩张速度远超市场预期。

日均利用3.10小时，云南青海超5小时领跑

一季度电化学储能电站利用情况有所提升，日均利用小时数3.10h，同比提高0.27h；日均等效充放电次数0.67次；平均利用率指数48%。

从区域看，累计投运总功率在500MW以上的省份中，云南、青海、西藏、江苏、浙江、新疆、山西、宁夏、河北等9个省份日均利用小时数高于全国平均水平，其中云南、青海日均利用小时数达到5h以上，是全国均值的1.6倍还多。这表明储能利用效率与地方新能源装机结构、电力供需形势紧密相关，西北、西南地区因新能源占比高、调节需求强，储能调用更为充分。

独立储能与新能源配储利用同步改善

从应用场景看，独立储能和新能源配储利用情况均较2025年一季度有所提高。独立储能日均利用小时数3.28h，环比提高0.09h、同比提高0.31h；新能源配储日均利用小时数2.25h，环比降低0.01h、同比提高0.41h。

独立储能利用水平明显高于新能源配储，两者差距超过1小时。新能源配储虽然同比改善幅度更大，但环比出现微降，说明其调用频次和调用时长仍受新能源出力波动和电网调度策略影响较大。独立储能作为独立市场主体参与电力市场的模式，在提升利用效率方面展现出相对优势。

能效：转换效率90%，综合效率83%

一季度，电化学储能充电电量5437GWh、放电电量4876GWh，平均转换效率90%。其中，下网电量2993GWh、上网电量2486GWh，平均综合效率83%。

转换效率反映的是储能单元总放电量与总充电量的比值，90%的水平在锂电池储能中属于正常偏好的表现；综合效率则侧重电网侧储能的上网与下网电量比值，83%意味着从电网取电到回馈电网的过程中有约17%的电量损耗。对电网侧储能项目而言，综合效率直接决定充放电价差套利的净收益空间，83%的水平意味着电力在充放过程中累计损失超一成。

可靠性：可用系数0.99，平均计划停运时长115小时

一季度电化学储能电站整体安全运行良好，可用系数0.99，计划停运196次、单次平均计划停运时长115h，非计划停运337次、单次平均非计划停运时长33h，其中电站关键设备及系统非计划停运次数占比超85%。

可用系数0.99意味着储能电站在统计期间内几乎全程处于可用状态，安全运行水平较高。但非计划停运337次、关键设备及系统占比超85%这一组数据提示，电池模组、PCS、BMS等核心设备的可靠性仍然是行业需要持续关注的重点。单次计划停运时长115小时，约合5天，说明计划检修窗口较长，对电站的调用安排存在一定影响。

统计口径与数据边界

本简报的装机与电力电量统计口径为全国电力安全生产委员会24家企业成员单位投资或使用或运维的电化学储能电站，以及接入国家电网、南方电网的部分电化学储能电站。24家成员单位涵盖国家电网、南方电网、华能、大唐、华电、国家电投、三峡、中广核、华润电力等主要电力央企及地方能源集团。

电站电力电量部分（利用小时数、等效充放电次数、利用率指数）仅含24家成员单位口径，利用率指数不含火电配储电站。能效指标中，下网电量仅电网侧储能，综合效率也仅针对电网侧储能计算。理解这些口径边界，有助于准确判断各项指标代表的行业范围。

一季度新增投运电化学储能电站154座、总装机9.31GW/26.51GWh，同比增长2倍以上，行业扩张势头强劲。截至一季度末，累计投运电站达2152座，总装机118.60GW/302.73GWh。日均利用小时数3.10h、同比提高0.27h，等效充放电次数0.67次、利用率指数48%，利用指标虽有改善，但距离满负荷运行仍有明显差距。这组数据勾勒出当前电化学储能行业“装机高速增长、利用稳步提升”的整体图景。

一季度电化学储能充电电量5437GWh、放电电量4876GWh，平均转换效率90%，反映出电池储能单元在充放电过程中的电量损失约为10%。电网侧储能下网电量2993GWh、上网电量2486GWh，平均综合效率83%，折合电网侧储能单季度电量损耗约507GWh。可靠性方面，可用系数0.99、计划停运196次、非计划停运337次，非计划停运次数明显高于计划停运，且关键设备及系统非计划停运占比超85%，说明核心设备的稳定性是影响电站可靠运行的关键因素。