中国电力科学研究院首席科学家 惠东

 国家能源局能源节约和科技装备司会同有关单位编制的《中国新型储能发展报告2026》，全面回顾了2025年及“十四五”时期我国新型储能发展成效，并对“十五五”发展趋势作出研判。报告数据显示，截至2025年底，全国新型储能累计装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍，装机规模跃居全球第一。

这组数字背后，不仅是产业规模的爆发式增长，更是新型储能在新型电力系统中功能定位、技术路线、应用模式深刻变革的缩影。本文围绕报告核心内容与行业热点，从应用定位、核心使命、技术路线、供需格局、协同机制五个维度进行深度解读。

一、灵活性调节与主动支撑：新型储能在高比例新能源电力中的双重定位

报告明确指出，新型储能是“支撑新能源大规模开发消纳和电力可靠供应、促进电力系统安全稳定运行的关键装备”。在高比例新能源电力系统中，其功能定位已从单一的电量搬移工具，演化为兼具灵活性调节资源和主动支撑资源的双重角色。

作为灵活性调节资源，新型储能通过充放电功率的快速响应，在时间维度上平抑新能源出力波动性。2025年，全国新型储能项目平均利用小时数达1195小时，较2024年提升284小时，同比增长31.2%；平均等效充放电次数256次，同比增长15.8%。

迎峰度夏期间，全国超20个省级电网负荷创新高，四川、新疆兵团、河南、重庆、浙江和江苏的新型储能最大顶峰功率接近统调新型储能放电功率的90%以上，有效支撑电力保供。全年新型储能消纳新能源电量超300亿千瓦时，促进新能源利用率提升约2个百分点。

作为主动支撑资源，构网型储能正从被动跟随调度，转向主动参与系统电压频率稳定和暂态过程支撑。目前，构网型储能已在电源侧、电网侧规模化应用，并向用户侧、微电网延伸。国家能源局已将8个构网型技术项目纳入新型电力系统建设能力提升第一批试点。西藏通过构网型储能附加动态阻尼控制，显著降低电网低频振荡风险——新型储能正从“调峰工具”升级为“系统稳定器”。

二、“保供应、保安全、促消纳”：贯穿各发展阶段的核心任务

报告在“十五五”展望中提出，新型储能需“支撑新能源大规模开发消纳，支撑电网安全稳定运行和电力保供”。这实质是对保供应、保安全、促消纳三大核心任务的具体化，本质是匹配新能源不同时间尺度波动，提供相应灵活性调节与支撑能力。

从时间尺度匹配看，新型储能调节能力正向更长时长延伸：截至2025年底，4小时及以上新型储能装机占比达27.5%，同比提升12.1个百分点；西北地区该比例已超50%。全国新型储能平均储能时长2.58小时，较2024年增加0.30小时，呈持续上升趋势。

保供应，要求储能于负荷高峰提供可靠顶峰能力。2025年7月全国最大电力负荷超15亿千瓦，江苏、山东、云南等省新型储能最大放电功率分别达714万千瓦、804万千瓦、474万千瓦，调用同时率超95%。

保安全，要求储能于系统扰动时提供频率响应、电压支撑与暂态稳定保障——构网型储能正是这一需求的技术响应。

促消纳，要求储能将新能源大发时段富裕电量转移至负荷高峰。2025年全年消纳新能源电量超300亿千瓦时，即是明证。三大任务通过秒级调频、分钟级调峰、小时级电量搬移、跨日跨周长时调节等多尺度协同实现。

三、锂电池储能主导地位难动摇，技术路线呈多元化发展

报告显示，2025年锂离子电池储能装机1.31亿千瓦/3.31亿千瓦时，占新型储能装机96.1%，继续保持绝对主导地位。这一格局未来十年不会发生根本性改变，源于其已建立多维度系统性优势：

• 充分的试错迭代：电芯容量从280安时跃升至500—1000安时级，循环寿命由2021年5000次提升至2025年万次；风冷、液冷及浸没式液冷方案成熟，主动安全预警技术普遍应用；PCS单机容量突破3.5MW（低压）与50MW（35kV高压直挂构网型）；20尺集装箱储能容量从3兆瓦时提升至7兆瓦时，能量密度达210瓦时/千克。

• 显著的规模化应用质量：锂电池储能电站充放电转换效率达89.23%，运行可用系数近0.99；利用小时数两年间近乎翻倍（611→911→1195小时），等效充放电次数达256次；浙江达2367小时、741次，标志着已从“能运行”迈向“运行好”的成熟阶段。

• 压倒性的技术经济性优势：2025年全国储能型锂电产量约5.7亿千瓦时，同比翻番；中国企业全球出货量占比超90%；储能系统中标价格累计降幅超60%，EPC价格降幅超40%。相较之下，4小时全钒液流电池EPC约2元/瓦时，压缩空气储能单位造价6000—8000元/千瓦，成本差距仍显著。

• 大容量化、长时化和构网型技术持续突破：4小时及以上装机快速提升，构网型能力正向传统由其他技术主导的场景渗透，向长时储能与高频支撑两端延伸。

  但报告同时强调，技术路线多元化是基本趋势：压缩空气储能单站达30万千瓦级，效率约70%；全钒液流电池最大功率达20万千瓦；钠离子电池储能从1000千瓦时级跃升至10万千瓦时级示范；混合固液电池两座20万千瓦级电站并网投运；固态电池、热泵储电、液态空气储能、压缩二氧化碳储能、重力储能等均迈出“从无到有”关键一步。未来十年，锂电储能为“基本盘”，多元技术将在长时储能、高频调频、特殊场景等细分领域逐步扩大份额。

  四、光伏装机远超风电：午间弃电常态化与调节时长需求向4小时以上过渡

  报告披露的重要趋势：2025年底，光伏与风电总装机比约为2:1，光伏增速显著领先。这一结构性变化正深刻重塑系统调节需求格局。

午间弃电从“偶发”转为“必发”：随着光伏装机普遍超本地最大负荷，午间弃电已成为高比例光伏地区的普遍特征。送受端出力特性趋同——“低谷富裕、高峰无电”，跨省送电的调节价值被大幅削弱，传统空间维度调节手段在时间维度上正趋于失效。

灵活调节需求向4小时及以上时长过渡：4小时及以上新型储能装机占比由2024年约15%提升至2025年27.5%，西北地区已超50%。驱动因素正是午间弃电常态化——将午间光伏电量转移至晚高峰，至少需4小时储能时长；覆盖夜间负荷则需6—8小时甚至更长。钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能等中长时技术加速发展，正是对这一需求的响应。

这一格局变化深远影响储能布局逻辑：配置不再依赖“配建比例×小时数”的简单公式，而需基于负荷曲线、新能源出力曲线与系统调节需求，开展精细化、差异化的时长与功率配置。

五、消纳成本上升与新能源储能协同发展：政策与市场机制的深刻重塑

报告在“十五五”展望中明确提出，新型储能发展需“坚持需求引领，创新驱动，市场主导，规范管理”。随着新能源装机比例提升，其消纳成本大幅上升，正深刻重塑储能的技术创新、布局逻辑、配置方式与盈利模式。

新能源与储能需协同发展：2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》（发改价格〔2025〕136号），明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。政策驱动转向市场引导——储能不再作为新能源项目“强制附加”，而是作为独立市场主体参与电力市场获取收益，倒逼行业从“建了就有收益”转向“用好才有收益”，关注点由装机规模转向利用效率。

政策与市场机制的多维重塑：

• 开发模式：绿电直连、零碳园区等新场景，催生“绿色电力直接供应产业园区”创新应用；

• 消纳模式：新能源全面参与电力市场，储能通过现货市场价差套利、辅助服务、容量补偿等多元渠道获益；

• 电价政策：内蒙古、新疆探索放电量补偿；河北、甘肃、湖北探索容量电价或容量补偿；浙江、四川明确充放电价格机制；

• 市场机制：全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步建成，省级电力现货市场基本全覆盖。截至2025年底，省间现货市场和7个省级（地区）现货市场已正式运行，18个省级（地区）进入连续结算试运行。

  对储能产业的多向传导：市场机制完善正重塑盈利模式——从依赖新能源配建租赁与单一调峰补偿，转向“容量收益+电能量收益为主，辅助服务等其他收益为补充”的多元结构。这直接影响技术创新方向（构网型能力、长时化、智能化集成）、布局逻辑（从新能源场站侧配建转向电网关键节点独立布局）、配置方式（从统一比例配建转向系统需求差异化配置）、盈利模式（从政策性收益转向市场化收益）。独立储能装机占比由2022年38.7%提升至2025年51.2%，成为装机主体，正是该趋势的直接体现。

  六、结语

  《中国新型储能发展报告2026》描绘的图景清晰而务实：新型储能已从“从小到大”的规模扩张阶段，步入“从大到强”的价值重塑阶段。

在这一进程中：
• 锂离子电池储能作为“基本盘”的主导地位不会动摇，但多元化技术路线将在不同时间尺度和应用场景中形成互补；
• 光伏装机远超风电带来的午间弃电常态化，正将调节需求推向4小时及以上；
• 新能源消纳成本上升与市场化改革深化，正倒逼储能从“配建附属”转向“独立市场主体”。

“保供应、保安全、促消纳”三大核心任务，本质是要求新型储能在不同时间尺度上精准匹配新能源波动特性——从秒级频率响应到小时级电量搬移，从日内调峰到跨日跨周长时调节。这既是新型储能的价值所在，也是其发展的根本动力。“十五五”时期，随着《“十五五”新型储能实施方案》编制出台，新型储能将在市场化发展的新赛道上，以技术创新为内核、以市场价值为导向，继续担当新型电力系统建设的关键支撑力量。