中电联电动交通与储能分会发布《电化学储能行业发展报告2026》

　　储能中国网获悉，近日，中国电力企业联合会电动交通与储能分会联合国网新能源云技术有限公司等单位编撰《电化学储能行业发展报告2026》。报告从政策环境、市场发展、运营模式、安全管理、标准建设等维度，全面分析行业现状，并展望未来趋势。希望本报告能为政府决策、企业战略制定、行业研究提供参考，助力电化学储能产业高质量发展。

　　PART.01 政策情况

　　新型储能的战略地位已上升为新型能源体系的核心基础设施，并被正式纳入国家战略性新兴支柱产业。自2024年起，“发展新型储能”连续三年写入《政府工作报告》。《中华人民共和国能源法》以立法形式，将“推动新型储能高质量发展、充分发挥其电力灵活调节作用”确立为法定制度安排。“十五五”规划建议明确提出“大力发展新型储能”。2026年全国两会明确将新型储能列入六大新兴支柱产业。多重高层政策同向发力，为新型储能产业规模化、高质量发展筑牢坚实政策根基。

　　PART.02 发展情况

　　(一)发展现状

　　根据国家能源局发布数据，2025年新型储能保持快速发展态势，装机规模突破100GW。根据中电联统计数据，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。

　　从区域分布看，20个省份累计投运总装机均超1GW，其中其中内蒙古、新疆总装机达15GW以上，山东、江苏、宁夏、河北、甘肃、云南、广东7个省份总装机已超5GW。从应用场景分布看，主要应用场景为独立储能和新能源配储，合计占比超 95%。

　　从储能时长看，长时储能项目逐渐增多，2h储能系统累计投运总能量占比52.71%;4h及以上储能总能量占比45.36%，同比增长15个百分点。

　　从电站规模看，2025年新增电站主要是百兆瓦级以上大型电站，总装机占比81.18%。与此同时，内蒙古、新疆、甘肃等省份GWh储能电站项目陆续投运，电化学储能单站规模迈向了“GWh时代”。

　　从接网电压等级看，已投运的电化学储能电站主要接网电压等级为220kV及以上，累计投运63.69GW，占比58.27%。区域、应用场景、储能时长、电站规模、接网电压等级等具体发展现状详见完整版报告。

　　(二)技术路线

　　锂离子电池仍占据已投运电化学储能技术应用主导地位，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。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%(锂离子项目中99.96%为磷酸铁锂)，其次为液流电池(1.10%)、铅酸/铅炭电池(0.90%)、钠离子电池(0.10%)。

　　本报告对锂离子、钠离子、液流、铅炭电池的技术发展、应用现状、成本价格等进行了分析，具体详见完整版报告。

　　PART.03 运行情况

　　(一)电力电量情况

　　整体来看，2025年电化学储能运行情况相较2024年有较大提升，年均利用小时数1084h，比2024年提升约173h。

　　从区域来看，2025年，累计投运总功率在500MW以的省份中，浙江、西藏、江苏、云南、青海等15个省份年均利用小时数达到1000h以上。

　　从应用场景来看，2025年新能源配储年均利用小时数917h，比2024年提高约 151h;火电配储年均利用小时数1398h，比2024年提高约105h;独立储能年均利用小时数1246h，比2024年提高约251h;工商业配储年均利用小时数2064h，比2024年降低约187h。区域、应用场景等具体电力电量情况详见完整版报告。

　　(二)能效情况

　　2025年,电化学储能总充电电量16796GWh、总放电电量14991GWh、平均转换效率89.23%，电网侧储能下网电量8823GWh、上网电量7254GWh、平均综合效率82.21%。结合2025年电化学储能电站运行情况可以看出，随着近年来储能技术的迭代升级，以及投运年限对电站能效的整体影响，新投运电站的能效水平较好。

　　PART.04 典型省份盈利预期分析

　　当前国内新能源配储尚未形成成熟的商业模式，火电配储主要依靠联合调频获取收益，工商业配储则以峰谷价差套利为核心收益来源，而独立储能凭借更为丰富的商业模式脱颖而出，可通过价差套利、辅助服务、容量电价(补偿)等多种途径实现盈利，其中地方政策的支持力度与市场机制的完善程度，是决定独立储能电站盈利水平的关键因素。

　　本报告主要分析了江苏、宁夏、内蒙古、广东、山东、河北、甘肃等7个省份的独立储能运营模式。以下江苏为例，其余省份见完整版报告。江苏独立储能主要收益模式为“充放电价差+顶峰补贴+容量租赁+储能补贴”。以江苏某100MW/200MWh独立储能电站为例，2025年(1—12月)项目总收益2725万元，其中充放电价差收入1290万元，容量租赁收入730万元(租赁容量100MWh)，顶峰补贴收入705万元。江苏具体政策市场情况如下：

　　①充放电价差。独立储能在迎峰度夏(冬)期间充电不结算电费，非迎峰度夏(冬)期间充电按60%燃煤基准价(0.391元/kWh)结算，放电均为省燃煤发电基准价。此外，2024年12月江苏发展改革委、江苏能源监管办发布了《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》，独立储能可作为市场主体参与电力市场交易，2025年9月起，江苏现货市场已进入连续结算试运行阶段。

　　②顶峰补贴。迎峰度夏(冬)期间依据独立储能上网电量给予逐年退坡顶峰费用支持，2023年至2024年0.5元/kWh，2025年至2026年1月 0.3元/kWh，顶峰费用从尖峰电价资金中列支。

　　③容量租赁。容量租赁也是江苏独立储能项目主要收益模式之一，江苏政府未出台容量租赁指导价格，相关价格和费用由各投资主体自主协商确定。自《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》发布之后，各省取消强制配储，容量租赁的价格与需求受到直接冲击。

　　④地市补贴。南京、苏州、无锡等多个市区发布了储能投资补贴或放电补贴政策，叠加地市补贴独立储能收益增厚。

　　PART.05 安全情况

　　(一)可靠性情况

　　2025年电化学储能电站整体安全运行良好，未发生重大安全事故，可用系数达0.98。全年计划停运1126次、单次平均计划停运时长98.80h，非计划停运1922次、单次平均非计划停运时长34.62h。电站关键设备、系统以及集成安装质量问题是导致电站非计划停运的主要原因，非计划停运次数占比达75%以上。从投运年限看，投运2年以上电站发生非计划停运占比较高，2025年投运2年以上电站平均非停次数(2.25次)比投运2年以内(1.75次)的高29%。从利用情况看，电站非停次数跟利用情况没有直接关系。

　　(二)典型安全事故

　　2025年全球范围内发生了多起锂电池工厂及储能系统相关的安全事故，涉及中国、美国、德国、英国、韩国等多个国家与地区。根据美国电力研究院(EPRI)电池储能系统故障事件数据库统计结果，电池管理系统(BMS)故障、电池单体一致性差异以及运行参数设置不当，是引发放电阶段热失控的三大关键风险因素。2025年发生的多起重大事故印证了上述结论。本报告对4起安全事故进行了分析，具体详见完整版报告。

　　(三)安全监测平台

　　2022年，在国家能源局指导下，中国电力企业联合会联合全国电力安全生产委员会企业成员单位共同建设国家电化学储能电站安全监测信息平台。2023年6月平台正式对外开放应用，提供电站管理、运行分析、信息报送、风险隐患排查、线上调研、辅助分析、信息发布、储能课堂、全景展示9大服务，助力健全安全生产保障体系和监督体系，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制。

　　我国储能领域标准体系建设持续深化、全面提速，覆盖电化学、压缩空气、飞轮、氢储能等多元技术路线，贯穿规划设计、设备制造、并网运行、安全环保、运维检修全链条。截至2025年底，全国电力储能标准化技术委员会累计发布国家标准约50余项、行业标准超70项，为储能产业规模化、规范化、安全化发展筑牢技术根基，有力支撑新型电力系统构建与能源结构低碳转型。

　　其中，2025年发布《储能电站安全标志技术规范》(GB/T46371—2025)、《电化学储能电站设计标准》(GB/T51048—2025)等电化学储能相关国家标准9项，《用户侧电化学储能系统并网验收规范》(NB/T33015—2025)、《电化学储能电站经济评价导则》(DL/T 2919—2025)等行业标准20余项。2025年发布的标准主要内容，以及电力储能现行主要国家标准、行业标准清单见完整版报告。

　　最后报告从全面市场化进程持续加快，行业迈入高质量发展新阶段;储能融合应用场景持续深化，多元创新模式规模化落地;技术创新多点突破，长时储能与构网储能加速普及;安全监管体系持续健全，数智化赋能全产业链条四个方面进行了展望，具体详见完整版报告。