7月30日，國家能源局發布《中國新型儲能發展報告2026》。電力規劃設計總院副院長張健、中國電力科學研究院首席科學家惠東對《報告》作出解讀。內容如下：
夯實新型儲能高質量發展基礎，著力培育能源領域新質生產力
——《中國新型儲能發展報告2026》解讀（一）
2026年7月，國家能源局發布《中國新型儲能發展報告2026》（以下簡稱《報告》），在往年基礎上，全麵總結我國新型儲能“十四五”跨越式發展曆程，係統研判全球儲能競爭新格局，清晰擘畫中國儲能未來五年發展路徑，既是對過往發展經驗的係統總結，也是新階段行業發展的行動指引，對於進一步凝聚發展共識、引導行業預期、促進新型儲能產業健康有序發展具有重要意義。
政策體係的持續完善是新興產業行穩致遠的根本保障。《報告》指出，國家按照“先頂層設計，後專項政策，梯次推進”的思路，構建起覆蓋全麵、銜接有序、協同發力的政策體係，走出了一條符合新興產業發展規律的製度創新之路。為全麵貫徹新發展理念，落實“雙碳”目標，促進能源綠色低碳轉型發展，推動新型儲能快速發展，“十四五”初期，印發《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》等，首次明確新型儲能發展目標，繪就“十四五”新型儲能發展藍圖。為進一步培育能源領域新質生產力，2025年印發《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》進一步錨定階段性發展目標，形成了從頂層設計到落地實施的全鏈條政策閉環。
與此同時，全國統一電力市場體係加快建設，《關於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》標誌著新型儲能發展正從政策驅動加速轉向市場引導，《關於完善發電側容量電價機製的通知》首次在國家層麵建立電網側獨立儲能容量電價機製，新型儲能發展加速由政策驅動轉向市場化發展驅動。在頂層設計的引領下，地方層麵的機製創新同樣多點突破。多地結合本地電力係統實際，通過容量補償、現貨市場、共享儲能等機製創新，逐步探索“電能量+容量補償+輔助服務”的多元收益模式，為新型儲能通過市場獲取合理收益開辟了多元通道，行業內生發展動力顯著增強。
在政策、市場雙重驅動下，我國新型儲能產業在“十四五”期間實現了從商業化應用初期到規模化發展階段的跨越，截至2025年底，全國累計裝機1.36億千瓦/3.51億千瓦時，較“十三五”末增長超40倍，裝機規模約占全球50%，已超過抽水蓄能成為第一大調節性資源。
規模增長的同時，新型儲能利用水平逐年提高，在電力保供、新能源消納、電網安全等領域的多重價值持續釋放。2025年全國儲能平均利用小時數達1195小時，較2024年提升超20%，獨立儲能年均利用小時超過1200小時。2025年迎峰度夏期間，全國超過20個省級電網負荷創新高，多個省份新型儲能最大頂峰功率接近統調新型儲能放電功率，占比超90%，大幅提升電力保供能力。2025年儲能消納新能源電量超300億千瓦時，促進新能源利用率提升約2個百分點。配電網儲能、構網型儲能逐步在偏遠電網、配網節點應用，築牢電網安全防線。
產業規模的跨越式增長，離不開完整產業鏈的堅實支撐與核心技術的持續突破。《報告》提出，我國新型儲能技術創新實現多點突破，逐步形成“鋰離子電池主導、多技術路線並舉”的發展格局，技術創新從單一突破轉向體係化布局，為新型電力係統構建提供了全周期技術保障。鋰離子電池儲能繼續保持主導地位，電芯容量、能量密度、循環壽命、安全性能等方麵快速迭代升級。壓縮空氣儲能實現30萬千瓦級商業化運行，全釩液流電池儲能逐步形成從材料、部件到集成的自主知識產權體係，鈉離子電池儲能實現10萬千瓦時級大規模示範應用，構網型儲能技術加速滲透，固態電池、熱泵儲電、液態空氣儲能等新興儲能技術實現從實驗室研發走向工程示範的跨越。
四、錨定“十五五”發展目標，多措並舉推動儲能產業提質升級
“十五五”時期新型儲能將由規模化發展階段步入市場化發展階段，既麵臨能源轉型深入推進、新質生產力加快培育的重大戰略機遇，也麵臨市場機製有待完善、產業競爭日趨激烈的現實挑戰。《報告》提出，國家能源局將立足新發展階段，以推動高質量發展為目標，以改革創新為動力，加快構建安全、高效、經濟、多元的新型儲能發展新格局。
一是強化規劃前瞻引領，夯實行業管理機製。新型儲能作為能源領域的重要新興支柱產業，為促進健康有序發展，要以《“十五五”新型儲能實施方案》為核心路線圖，研究構建“十五五”新型儲能“1+N”政策體係，完善適應多元創新趨勢、滿足產業發展需求的標準體係，並持續健全央地協同的項目管理機製，為產業長遠發展築牢製度保障。
二是拓展多元應用場景，研判發展目標及布局。多元場景規模化應用是推動新型儲能充分發揮係統價值、支撐能源轉型的重要途徑。應立足新型電力係統建設需求，科學研判新型儲能發展規模、技術路線與空間布局目標，統籌推動源網荷儲各環節協同發力，促進跨領域融合應用，全麵提升儲能綜合調節效能。
三是堅持創新驅動核心，構建多元協同體係。科技創新是培育新質生產力的核心要素，新型儲能技術迭代快、創新空間大，應加大力度支持核心技術攻關和關鍵環節技術裝備突破，以科技創新帶動產業全鏈條升級，全麵提升我國新型儲能產業核心競爭力。
四是縱深推進市場改革，完善多元收益機製。市場化機製是釋放儲能價值的關鍵保障，應持續深化電力市場改革，健全新型儲能參與電力中長期、現貨、輔助服務市場的規則體係，完善容量電價等長效收益機製，推動落實新型儲能獨立市場主體地位，暢通價值傳導路徑，充分激發各類市場主體參與儲能建設運營的積極性。
《報告》內容詳實，是行業發展“承上啟下”的關鍵著作。《報告》發布正當其時，將有力促進新型儲能政策體係和市場機製完善，推動技術進步和產業創新，引領“十五五”新型儲能高質量發展縱深推進，為能源強國和新型電力係統建設提供堅強支撐。
國家能源局能源節約和科技裝備司會同有關單位編製的《中國新型儲能發展報告2026》，全麵回顧了2025年及“十四五”時期我國新型 儲能發展成效，並對“十五五”發展趨勢作出研判。報告數據顯示，截至2025年底，全國新型儲能累計裝機達1.36億千瓦/3.51億千瓦時，較“十三五”末增長超40倍，裝機規模躍居全球第一。這組數字背後，不僅是產業規模的爆發式增長，更是新型儲能在新型電力係統中功能定位、技術路線、應用模式深刻變革的縮影。本文圍繞報告核心內容與行業熱點，從應用定位、核心使命、技術路線、供需格局、協同機製五個維度進行解讀。
一、靈活性調節與主動支撐：新型儲能在高比例新能源電力中的雙重定位
報告明確指出，新型儲能是“支撐新能源大規模開發消納和電力可靠供應、促進電力係統安全穩定運行的關鍵裝備”。在高比例新能源電力係統中，新型儲能的功能定位已從單一的電量搬移工具，演化為兼具靈活性調節資源和主動支撐資源的雙重角色。
作為靈活性調節資源，新型儲能通過充放電功率的快速響應，在時間維度上平抑新能源出力的波動性。2025年，全國新型儲能項目平均利用小時數達1195小時，較2024年提升約284小時，同比增長31.2%；平均等效充放電次數256次，同比增長15.8%。迎峰度夏期間，全國超過20個省級電網負荷創新高，四川、新疆兵團、河南、重慶、浙江和江蘇的新型儲能最大頂峰功率接近統調新型儲能放電功率的90%以上，發揮了重要的電力保供作用。全年新型儲能消納新能源電量超過300億千瓦時，促進新能源利用率提升約2個百分點。這些數據表明，新型儲能作為靈活性調節資源，已在促進新能源消納和電力保供兩個方向上形成規模化實效。
作為主動支撐資源，新型儲能——尤其是構網型儲能——正從被動跟隨電網調度，轉向主動參與係統電壓頻率穩定和暫態過程支撐。報告提到，構網型儲能已在電源側、電網側實現規模化應用，並逐步向用戶側、微電網延伸。國家能源局將8個構網型技術項目納入新型電力係統建設能力提升第一批試點，西藏通過構網型儲能附加動態阻尼控製有效降低了電網低頻振蕩風險。這標誌著新型儲能在高比例電力電子設備接入條件下，正在承擔傳統同步機組的部分安全穩定職責，其角色定位從“調峰工具”升級為“係統穩定器”。
二、“保供應、保安全、促消納”：貫穿各發展階段的核心任務
報告在“十五五”展望部分提出，新型儲能需“支撐新能源大規模開發消納，支撐電網安全穩定運行和電力保供”。這實際上是對“保障電力供應、保障電力安全、促進新能源消納”三大核心任務在儲能領域的具體化。對儲能而言，“保供應、保安全、促消納”的本質，是針對新能源不同時間尺度波動匹配相應時間尺度的靈活性調節和支撐能力。
從時間尺度匹配的角度看，新型儲能的調節能力正在向更長時長延伸。報告數據顯示，截至2025年底，4小時及以上新型儲能裝機占比達27.5%，同比增加12.1個百分點；西北地區4小時及以上儲能裝機占比已超過五成，率先從2—4小時為主過渡到4小時以上為主。全國新型儲能平均儲能時長約2.58小時，較2024年增加約0.30小時，呈逐年上升趨勢。這一趨勢反映了係統對長時調節能力需求的快速增長。
保供應，要求儲能在負荷高峰時段提供可靠的頂峰能力。2025年7月全國最大電力負荷超過15億千瓦，江蘇、山東、雲南等省新型儲能最大放電功率分別達714萬千瓦、804萬千瓦、474萬千瓦，調用同時率超過95%。保安全，要求儲能在係統受到擾動時提供頻率響應、電壓支撐和暫態穩定保障，構網型儲能正是這一需求下的技術響應。促消納，要求儲能將新能源大發時段的富裕電量轉移至負荷高峰時段，2025年全年消納新能源電量超過300億千瓦時即是明證。三大任務並非孤立，而是通過不同時間尺度——秒級調頻、分鍾級調峰、小時級電量搬移、跨日跨周長時調節——的儲能配置協同實現。
三、鋰電池儲能主導地位難動搖，儲能技術路線呈多元化發展
報告顯示，2025年鋰離子電池儲能裝機1.31億千瓦/3.31億千瓦時，占新型儲能裝機96.1%，繼續保持絕對主導地位。這一格局在未來十年不會發生根本性改變，原因在於鋰離子電池儲能已建立起多維度的係統性優勢。
充分的試錯迭代。鋰離子電池儲能的技術成熟並非單一維度突破，而是從電芯到係統全鏈條的多輪迭代演進。在電芯容量方麵，從280安時到314安時再到500安時級，2025年500—1000安時級大容量電芯已實現量產，並加速向600安時甚至1000安時級邁進，循環壽命從2021年的5000次提升至2025年的萬次。在電池簇熱管理和安全管理技術方麵，風冷、液冷以及風/液混合方案趨於成熟，浸沒式液冷實現示範應用，主動安全預警及高效防護技術普遍應用，為大容量電芯高密度集成提供了安全保障。在PCS（儲能變流器）技術方麵，低壓變流器單機容量突破3.5MW，並網適應性和故障穿越能力不斷強化，35kV高壓直掛式構網型儲能係統單機容量突破50MW，並入選第五批首台（套）重大技術裝備，標誌著PCS從被動並網向主動支撐電網的技術跨越。在預製式集裝箱技術方麵，通過精簡從電芯到電池簇相關器件（PACK插箱、電池管理係統、傳感器、線纜等），係統集成度和空間利用率大幅提升，20尺集裝箱儲能容量從3兆瓦時級提高至7兆瓦時級，能量密度從170瓦時/千克提升至210瓦時/千克。多維度協同迭代使采用500安時級電芯的40萬千瓦/240萬千瓦時電網側儲能電站在內蒙古成功並網，驗證了大容量化技術路線的工程可行性。
顯著的規模化應用質量。規模化不僅體現在裝機數字上，更體現在運行質量的實質性躍升。在運行可靠性方麵，隨著熱管理、安全預警和防護技術的普遍應用，儲能電站可用係數持續提升，多個吉瓦時級大型電站實現穩定投運，單站50萬千瓦及以上大型儲能電站裝機占比大幅提升。從運行質量來看，全國鋰電池儲能電站充放電轉換效率達89.23%，運行可用係數接近0.99，表明鋰電池儲能係統已經從“能運行”跨越到“高可靠運行”的階段。在運行小時數方麵，全國新型儲能利用小時數從2023年的611小時提升至2024年的911小時，再到2025年的1195小時，兩年間近乎翻倍；平均等效充放電次數從2024年的221次提升至2025年的256次，浙江利用小時數達2367小時、等效充放電次數741次。運行可靠性、轉換效率和利用小時數的“三提升”，標誌著鋰離子電池儲能已從“能運行”邁向“運行好”的成熟階段，這是其他技術路線短期內難以企及的工程化壁壘。
壓倒性的技術經濟性優勢。2025年全國儲能型鋰離子電池產量約5.7億千瓦時，較2024年實現翻番，中國企業儲能型鋰離子電池全球出貨量占比超90%。從上遊鋰資源開發到下遊係統集成和回收利用，中國已建成全球規模最大、鏈條最完整的鋰離子電池產業體係，規模效應帶來了壓倒性的成本優勢。報告指出，2025年鋰離子電池儲能價格進入小幅波動的低位企穩階段，儲能係統中標價格累計降幅超60%，電站EPC中標價格降幅超40%。與之對比，4小時全釩液流電池儲能年均EPC中標價格約2元/瓦時，壓縮空氣儲能項目單位造價6000—8000元/千瓦，成本差距仍然顯著。
大容量化、長時化和構網型技術持續突破。在試錯迭代的基礎上，鋰離子電池儲能不斷拓展應用邊界——4小時及以上裝機占比快速提升，構網型能力使其向傳統上由其他技術路線占據的場景滲透，向長時儲能和高頻支撐兩端延伸。
但報告同時強調，技術路線多元化是行業發展的基本趨勢。壓縮空氣儲能單站規模已發展至30萬千瓦級，儲能效率提升至70%左右；全釩液流電池最大功率達20萬千瓦；鈉離子電池儲能從1000千瓦時級驗證躍升至10萬千瓦時級示範；混合固液電池兩座20萬千瓦級電站並網投運。固態電池、熱泵儲電、液態空氣儲能、壓縮二氧化碳儲能、重力儲能等新興技術均邁出“從無到有”的關鍵一步。這些技術路線在不同應用場景和時間尺度上形成互補，共同構成新型儲能的技術譜係。在未來十年，鋰離子電池儲能將繼續作為新型儲能的“基本盤”，但多元化技術將在長時儲能、高頻調頻、特殊場景等細分領域逐步擴大份額。
四、光伏裝機遠超風電：午間棄電常態化與調節時長需求向4小時以上過渡
報告披露的一個重要趨勢是光伏與風電裝機增速的顯著分化。2025年底，光伏與風電總裝機比約為2:1，光伏裝機速度遠超風電。這一結構性變化正在深刻重塑係統的調節需求格局。
午間棄電從“偶發”轉為“必發”。隨著光伏裝機規模普遍超過本地最大負荷，午間光伏大發時段新能源棄電已成為常態。這一現象並非個別地區的局部問題，而是高比例光伏地區的普遍特征。送受端各省區均大量建設新能源，導致兩端出力特性趨同——“低穀富裕、高峰無電”。送端在午間光伏大發時富裕，受端同樣在午間富裕，跨省區送電的調節價值被大幅削弱。這意味著傳統依靠跨區送電平抑新能源波動的空間維度調節手段，在時間維度上正在失效。
靈活調節需求向4小時及以上時長過渡。報告數據顯示，4小時及以上新型儲能裝機占比從2024年的約15%提升至2025年的27.5%，增速顯著。西北地區4小時儲能裝機占比已超過50%。這一趨勢的驅動力正是午間棄電的常態化——要將午間富裕的光伏電量轉移至晚高峰使用，至少需要4小時以上的儲能時長；若要覆蓋整個夜間負荷時段，則需要6~8小時甚至更長的儲能能力。鈉離子電池、全釩液流電池、壓縮空氣儲能等中長時技術路線的加速發展，正是對這一需求的響應。
這一格局變化對儲能布局邏輯的影響是深遠的：儲能配置不再僅以“配建比例×小時數”的簡單公式確定，而需要基於負荷特性曲線、新能源出力曲線和係統調節需求的精細化分析，進行差異化的時長和功率配置。
五、消納成本上升與新能源儲能協同發展：政策與市場機製的深刻重塑
報告在“十五五”展望中明確提出，新型儲能發展需“堅持需求引領，創新驅動，市場主導，規範管理”。隨著新能源裝機比例不斷提升，新能源消納成本大幅提升已成為不爭的事實。這一趨勢正深刻重塑新型儲能的技術裝備創新、布局邏輯、配置方式與盈利模式。
新能源與儲能需協同發展。2025年2月，國家發展改革委、國家能源局發布《關於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》（發改價格〔2025〕136號），明確規定“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、並網、上網等的前置條件”。這一政策標誌著新型儲能發展由政策驅動轉向市場引導——儲能不再作為新能源項目的“強製附加”，而是作為獨立的市場主體參與電力市場獲取收益。這一轉變倒逼儲能項目從“建了就有收益”轉向“用好才有收益”，驅動行業關注點從裝機規模轉向利用效率。
政策與市場機製的多維重塑。在開發模式上，綠電直連、零碳園區等新場景為儲能提供了“綠色電力直接供應產業園區”的創新應用模式；在消納模式上，新能源全麵參與電力市場，儲能通過現貨市場價差套利、輔助服務、容量補償等多元渠道獲取收益；在電價政策上，內蒙古、新疆探索放電量補償，河北、甘肅、湖北探索容量電價或容量補償，浙江、四川明確充放電價格機製；在市場機製上，全國統一電力市場“1+6”基礎規則體係初步建成，省級電力現貨市場基本全覆蓋。報告專欄顯示，截至2025年底，省間現貨市場和7個省級（地區）現貨市場已正式運行，18個省級（地區）現貨市場進入連續結算試運行。
對儲能產業的多向傳導。市場機製的完善正在重塑儲能的盈利模式——從依賴新能源配建租賃費用和單一調峰補償，轉向“容量收益+電能量收益為主，輔助服務等其他收益為補充”的多元收益結構。這直接影響儲能的技術創新方向（構網型能力、長時化、智能化集成）、布局邏輯（從新能源場站側配建轉向電網關鍵節點獨立布局）、配置方式（從統一比例配建轉向基於係統需求的差異化配置）和盈利模式（從政策性收益轉向市場化收益）。獨立儲能裝機占比從2022年的38.7%提升至2025年的51.2%，成為裝機主體，正是這一趨勢的直接體現。
《中國新型儲能發展報告2026》描繪的圖景清晰而務實：新型儲能已從“從小到大”的規模擴張階段，步入“從大到強”的價值重塑階段。在這一進程中，鋰離子電池儲能作為“基本盤”的主導地位不會動搖，但多元化技術路線將在不同時間尺度和應用場景中形成互補；光伏裝機遠超風電帶來的午間棄電常態化，正在將調節需求推向4小時及以上；新能源消納成本的上升與市場化改革的深化，正在倒逼儲能從“配建附屬”轉向“獨立市場主體”。
“保供應、保安全、促消納”三大核心任務，本質上是要求新型儲能在不同時間尺度上匹配新能源的波動特性——從秒級頻率響應到小時級電量搬移，從日內調峰到跨日跨周長時調節。這既是新型儲能的價值所在，也是其發展的根本動力。“十五五”時期，隨著《“十五五”新型儲能實施方案》的編製出台，新型儲能將在市場化發展的新賽道上，以技術創新為內核、以市場價值為導向，繼續擔當新型電力係統建設的關鍵支撐力量。
