解读中电联：电化学储能行业发展报告2026

装机规模跨越式增长，行业进入市场化新阶段

报告开篇给出了一组标志性数字。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍，装机规模稳居世界第一。中电联统计口径下，累计投运电化学储能电站1998座、总装机109.29GW/276.22GWh。

2025年新增投运电化学储能电站525座、总装机47.16GW/134.85GWh，同比增长27%。这个增速虽然较前几年有所放缓，但放在百吉瓦级别的基数上，增量依然可观。行业发展逻辑正在发生深层转变。

这一判断贯穿报告始终。产业发展重心从规模扩张转向深挖系统调节价值、提升项目实际运行效能、健全市场化盈利模式。

国家与地方政策密集出台，市场化框架成型

2025年是储能政策体系的“架构之年”。宏观层面，“发展新型储能”连续三年写入《政府工作报告》，能源法以立法形式确立了新型储能的法定地位，2026年全国两会更将其列入六大新兴支柱产业。

市场规则方面，国家初步构建了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系，以《电力市场运行基本规则》为总纲，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干。技术路线方面，八部门部署六大专项行动推动技术多元化，第五批首台（套）重大技术装备名单中储能领域10项装备入选，覆盖锂离子、钠离子、液流电池、压缩空气、熔盐等路线。

在国家框架下，2025年各区域相继出台超800项储能相关政策。20多个省份在“十五五”规划建议中提及新型储能。从各省规划看，山东提出科学布局压缩空气、电化学等储能设施，广东推动“绿电+储能”一体化发展，福建提出抢占电化学储能发展制高点，内蒙古开展大规模风光制氢和新型储能技术攻关。

电力市场规则细化，储能参与路径日渐清晰

储能参与电力市场的三条路径——中长期、现货、辅助服务——在2025年都有了实质性推进。中长期市场方面，各地政策框架整体趋于统一，通常明确储能采用充电按用电主体、放电按发电主体的模式参与交易，基本放开多年、年度、月度等全周期品种。各省在交易管控和扶持政策上形成了差异化安排。

现货市场已实现省级区域基本全覆盖。截至2025年底，全国共25个电力现货市场运行地区，覆盖30个省份，其中山西、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江6个地区正式运行。正式运行省份多以“报量报价”模式赋予储能完全竞价权限，试运行省份则提供双模式兼顾市场培育与风险防控。

辅助服务市场方面，新型储能目前主要参与调峰和调频。值得关注的是多元化探索：山西出台国内首个正备用辅助服务市场交易实施细则，山东建立全国首个爬坡辅助服务市场，云南出台黑启动辅助服务市场交易规则。报告也指出，调频市场总体容量有限，独立储能大规模进入将不可避免造成市场饱和。

容量电价落地，三类模式决定保底收益

2026年1月，国家发展改革委、国家能源局印发通知，首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系，为储能项目确立了稳定的保底收益机制。政策明确以各省煤电容量电价为基准核定储能容量电价，按储能满功率放电时长折算执行。

目前已形成三类主流执行模式。容量型按千瓦·年计费，收益与实际充放电行为无关，投资回报确定性最强，代表省份中甘肃达330元/千瓦·年，浙江170元/千瓦·年。电量型按实际顶峰放电量计费，补偿与运行频次挂钩，内蒙古0.28元/千瓦时、新疆0.128元/千瓦时。市场化规则型以山东为代表，通过容量补偿系数核算、长时储能两倍补偿等机制体现容量价值。

对储能项目投资决策而言，容量电价机制为电网侧独立储能提供了收益“底薪”，剩下的收益空间则需要通过现货交易、辅助服务等多市场叠加来获取。

分时电价改革重塑用户侧储能收益逻辑

工商业分时电价是用户侧储能电站充放电收益的核心变量。2025年13个地区调整了工商业分时电价政策，江苏、安徽、江西等8个地区新增午间谷段或深谷时段，江苏、江西等5个地区调整电价浮动基数，明确输配电价等固定成本不再参与峰谷浮动。

改革带来的直接影响是峰谷价差收窄。2025年全国32个地区最大峰谷价差平均值为0.616元/kWh，同比下降9.4%。新能源配储新增装机12.60GW，增量同比下降4%；工商业配储累计投运2.34GW，主要分布在浙江、江苏、广东等峰谷价差较大省份。

一个更具根本性的变化正在发生。《电力中长期市场基本规则》明确自2026年3月起，直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段。这意味着我国已执行40多年的固定分时电价政策开始退出历史舞台。未来工商业储能的价差收益将由实际市场供需决定，“市场化运营+多市场叠加”成为必然趋势。

运行水平明显提升，但区域与应用场景分化显著

2025年电化学储能运行水平较2024年有较大提升。年均运行小时数1940h，提高约291h；年均等效充放电次数248次，相当于每1.5天完成一次完整充放电；平均利用率指数49%，提升8个百分点。迎峰度夏期间国网经营区开展了新型储能集中调用试验，验证了顶峰能力和应急支撑能力。

但从区域看，分化十分明显。浙江、江苏等15个省份年均利用小时数达到1000h以上；平均利用率指数排名前五的省份为贵州、广东、青海、江苏、云南。内蒙古虽然装机规模全国领先，但利用小时数仅586h、利用率指数20%；吉林利用率指数仅0.4%。

应用场景层面，独立储能2025年新增装机32.33GW，同比增长39%，占新增总装机的69%，已成为增长主力军。新能源配储整体利用情况低于其他应用场景，年均利用小时数917h、利用率指数40%。火电配储主要用于提升调频能力，累计投运1.14GW。储能时长方面，4小时及以上项目占比持续提升，独立储能仍以2小时为主。

多元技术路线并进，锂电主导格局短期难改

技术路线方面，锂离子电池仍占据绝对主导地位。截至2025年底，累计投运的锂离子电池项目总能量270.00GWh、占比97.75%，其中99.96%为磷酸铁锂。液流电池占1.10%，铅酸/铅炭电池占0.90%，钠离子电池占0.10%。

锂电技术仍在快速迭代。电芯厂商已陆续发布500Ah乃至600Ah以上的第三代储能电芯，能量密度达430Wh/L以上，循环次数提升至15000次。成本方面，电芯整体处于0.3～0.4元/Wh低位区间。2025年1小时、2小时和4小时磷酸铁锂储能电站EPC中标均价分别为1.280元/Wh、1.044元/Wh和0.935元/Wh。

其他路线各有突破。钠离子电池方面，2025年南方电网宝池储能电站在云南投运，实现全球首套构网型钠离子电池储能系统工程应用。液流电池方面，2025年全球首个GWh级液流储能系统在新疆阿克苏转商业运行，全钒液流电池储能系统中标价格首次跌破2元/Wh。铅炭电池方面，宁夏银川吉洋绿储200MW/400MWh共享储能电站投运，是国内已投运规模最大的电网侧铅碳储能项目。

中电联统计口径下，截至2025年底累计投运电化学储能电站1998座、总装机109.29GW/276.22GWh，相当于全国电源总装机的2.81%，相当于新能源总装机的5.73%。2025年新增投运525座、总装机47.16GW/134.85GWh，同比增长27%。运行水平较2024年有较大提升，年均运行小时数1940h、年均利用小时数1084h、年均等效充放电次数248次、平均利用率指数49%，各项指标均明显改善。

从区域运行数据看，各省份之间分化显著。江苏年均利用小时数1721h、年均等效充放电次数435次，运行效率处于全国前列；浙江年均利用小时数1930h为全国最高之一。广东和贵州的平均利用率指数分别达到73%和74%，位居全国前两位。相比之下，内蒙古虽装机规模全国领先，但年均利用小时数仅586h、平均利用率指数仅20%，反映出装机规模与运行效率之间的落差。这一分化格局与各省市场机制完善程度和电价政策密切相关。