編者按：中國電力企業聯合會電動交通與儲能分會作為儲能行業發展的橋梁紐帶，聯合國網新能源云技術有限公司等單位編撰《電化學儲能行業發展報告2026》。報告從政策環境、市場發展、運營模式、安全管理、標準建設等維度，全面分析行業現狀，并展望未來趨勢。希望本報告能為政府決策、企業戰略制定、行業研究提供參考，助力電化學儲能產業高質量發展。

政策情況

新型儲能的戰略地位已上升為新型能源體系的核心基礎設施，并被正式納入國家戰略性新興支柱產業。自2024年起，“發展新型儲能”連續三年寫入《政府工作報告》。《中華人民共和國能源法》以立法形式，將“推動新型儲能高質量發展、充分發揮其電力靈活調節作用”確立為法定制度安排。“十五五”規劃建議明確提出“大力發展新型儲能”。2026年全國兩會明確將新型儲能列入六大新興支柱產業。多重高層政策同向發力，為新型儲能產業規模化、高質量發展筑牢堅實政策根基。

發展情況

(一)發展現狀

根據國家能源局發布數據，2025年新型儲能保持快速發展態勢，裝機規模突破100GW。根據中電聯統計數據，截至2025年底，累計投運電化學儲能電站1998座、總裝機109.29GW/276.22GWh。

從區域分布看，20個省份累計投運總裝機均超1GW，其中其中內蒙古、新疆總裝機達15GW以上，山東、江蘇、寧夏、河北、甘肅、云南、廣東7個省份總裝機已超5GW。從應用場景分布看，主要應用場景為獨立儲能和新能源配儲，合計占比超 95%。

從儲能時長看，長時儲能項目逐漸增多，2h儲能系統累計投運總能量占比52.71%;4h及以上儲能總能量占比45.36%，同比增長15個百分點。

從電站規模看，2025年新增電站主要是百兆瓦級以上大型電站，總裝機占比81.18%。與此同時，內蒙古、新疆、甘肅等省份GWh儲能電站項目陸續投運，電化學儲能單站規模邁向了“GWh時代”。

從接網電壓等級看，已投運的電化學儲能電站主要接網電壓等級為220kV及以上，累計投運63.69GW，占比58.27%。區域、應用場景、儲能時長、電站規模、接網電壓等級等具體發展現狀詳見完整版報告。

(二)技術路線

鋰離子電池仍占據已投運電化學儲能技術應用主導地位，全釩液流、鉛炭電池進入規模化應用初期，鈉離子電池步入初步商業應用階段。截至2025年底，累計投運的鋰離子電池項目總能量270.00GWh，占比97.75%(鋰離子項目中99.96%為磷酸鐵鋰)，其次為液流電池(1.10%)、鉛酸/鉛炭電池(0.90%)、鈉離子電池(0.10%)。

本報告對鋰離子、鈉離子、液流、鉛炭電池的技術發展、應用現狀、成本價格等進行了分析，具體詳見完整版報告。

運行情況

(一)電力電量情況

整體來看，2025年電化學儲能運行情況相較2024年有較大提升，年均利用小時數1084h，比2024年提升約173h。

從區域來看，2025年，累計投運總功率在500MW以的省份中，浙江、西藏、江蘇、云南、青海等15個省份年均利用小時數達到1000h以上。

從應用場景來看，2025年新能源配儲年均利用小時數917h，比2024年提高約 151h;火電配儲年均利用小時數1398h，比2024年提高約105h;獨立儲能年均利用小時數1246h，比2024年提高約251h;工商業配儲年均利用小時數2064h，比2024年降低約187h。區域、應用場景等具體電力電量情況詳見完整版報告。

(二)能效情況

2025年，電化學儲能總充電電量16796GWh、總放電電量14991GWh、平均轉換效率89.23%，電網側儲能下網電量8823GWh、上網電量7254GWh、平均綜合效率82.21%。結合2025年電化學儲能電站運行情況可以看出，隨著近年來儲能技術的迭代升級，以及投運年限對電站能效的整體影響，新投運電站的能效水平較好。

典型省份盈利預期分析

當前國內新能源配儲尚未形成成熟的商業模式，火電配儲主要依靠聯合調頻獲取收益，工商業配儲則以峰谷價差套利為核心收益來源，而獨立儲能憑借更為豐富的商業模式脫穎而出，可通過價差套利、輔助服務、容量電價(補償)等多種途徑實現盈利，其中地方政策的支持力度與市場機制的完善程度，是決定獨立儲能電站盈利水平的關鍵因素。

本報告主要分析了江蘇、寧夏、內蒙古、廣東、山東、河北、甘肅等7個省份的獨立儲能運營模式。以下江蘇為例，其余省份見完整版報告。江蘇獨立儲能主要收益模式為“充放電價差+頂峰補貼+容量租賃+儲能補貼”。以江蘇某100MW/200MWh獨立儲能電站為例，2025年(1—12月)項目總收益2725萬元，其中充放電價差收入1290萬元，容量租賃收入730萬元(租賃容量100MWh)，頂峰補貼收入705萬元。江蘇具體政策市場情況如下：

①充放電價差。獨立儲能在迎峰度夏(冬)期間充電不結算電費，非迎峰度夏(冬)期間充電按60%燃煤基準價(0.391元/kWh)結算，放電均為省燃煤發電基準價。此外，2024年12月江蘇發展改革委、江蘇能源監管辦發布了《關于開展2025年電力市場交易工作的通知》，獨立儲能可作為市場主體參與電力市場交易，2025年9月起，江蘇現貨市場已進入連續結算試運行階段。

②頂峰補貼。迎峰度夏(冬)期間依據獨立儲能上網電量給予逐年退坡頂峰費用支持，2023年至2024年0.5元/kWh，2025年至2026年1月 0.3元/kWh，頂峰費用從尖峰電價資金中列支。

③容量租賃。容量租賃也是江蘇獨立儲能項目主要收益模式之一，江蘇政府未出臺容量租賃指導價格，相關價格和費用由各投資主體自主協商確定。自《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》發布之后，各省取消強制配儲，容量租賃的價格與需求受到直接沖擊。

④地市補貼。南京、蘇州、無錫等多個市區發布了儲能投資補貼或放電補貼政策，疊加地市補貼獨立儲能收益增厚。

安全情況

(一)可靠性情況

2025年電化學儲能電站整體安全運行良好，未發生重大安全事故，可用系數達0.98。全年計劃停運1126次、單次平均計劃停運時長98.80h，非計劃停運1922次、單次平均非計劃停運時長34.62h。電站關鍵設備、系統以及集成安裝質量問題是導致電站非計劃停運的主要原因，非計劃停運次數占比達75%以上。從投運年限看，投運2年以上電站發生非計劃停運占比較高，2025年投運2年以上電站平均非停次數(2.25次)比投運2年以內(1.75次)的高29%。從利用情況看，電站非停次數跟利用情況沒有直接關系。

(二)典型安全事故

2025年全球范圍內發生了多起鋰電池工廠及儲能系統相關的安全事故，涉及中國、美國、德國、英國、韓國等多個國家與地區。根據美國電力研究院(EPRI)電池儲能系統故障事件數據庫統計結果，電池管理系統(BMS)故障、電池單體一致性差異以及運行參數設置不當，是引發放電階段熱失控的三大關鍵風險因素。2025年發生的多起重大事故印證了上述結論。

(三)安全監測平臺

2022年，在國家能源局指導下，中國電力企業聯合會聯合全國電力安全生產委員會企業成員單位共同建設國家電化學儲能電站安全監測信息平臺。2023年6月平臺正式對外開放應用，提供電站管理、運行分析、信息報送、風險隱患排查、線上調研、輔助分析、信息發布、儲能課堂、全景展示9大服務，助力健全安全生產保障體系和監督體系，健全風險分級管控和隱患排查治理雙重預防機制。

標準情況

我國儲能領域標準體系建設持續深化、全面提速，覆蓋電化學、壓縮空氣、飛輪、氫儲能等多元技術路線，貫穿規劃設計、設備制造、并網運行、安全環保、運維檢修全鏈條。截至2025年底，全國電力儲能標準化技術委員會累計發布國家標準約50余項、行業標準超70項，為儲能產業規模化、規范化、安全化發展筑牢技術根基，有力支撐新型電力系統構建與能源結構低碳轉型。

其中，2025年發布《儲能電站安全標志技術規范》(GB/T46371—2025)、《電化學儲能電站設計標準》(GB/T51048—2025)等電化學儲能相關國家標準9項，《用戶側電化學儲能系統并網驗收規范》(NB/T33015—2025)、《電化學儲能電站經濟評價導則》(DL/T 2919—2025)等行業標準20余項。。

發展展望

最后報告從全面市場化進程持續加快，行業邁入高質量發展新階段;儲能融合應用場景持續深化，多元創新模式規模化落地;技術創新多點突破，長時儲能與構網儲能加速普及;安全監管體系持續健全，數智化賦能全產業鏈條四個方面進行了展望。