五年增长超40倍、装机1.36亿千瓦：新型储能下一步不再只拼规模

来源：市场资讯

（来源：储能世界）

QUOTE

过去五年回答的是“能不能快速建起来”，未来五年要回答的，是“能不能真正用起来，并在市场中持续创造价值”。

从300万千瓦到1.36亿千瓦，中国新型储能只用了一个“十四五”。

截至2025年底，全国已建成投运新型储能1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年底增长约84%，比“十三五”末增长超40倍。2024年，新型储能装机超过抽水蓄能；2025年又首次突破1亿千瓦，达到抽水蓄能装机的2倍以上。（报告前言、第032页及大事记第067页）

这组数字足够醒目，但它并不是报告释放的全部信号。

国家能源局能源节约和科技装备司、国家发展和改革委员会创新和高技术发展司、电力规划设计总院编著的《中国新型储能发展报告（2026）》明确提出：“十五五”时期，新型储能将由规模化发展逐步进入全面市场化发展新阶段，发展要求将从“要不要”“够不够”向“多不多”“好不好”转变。（报告第050页）

换句话说，装机规模仍然重要，但行业下一阶段更需要回答三个问题：储能建在哪里、能不能真正被调用、能否依靠市场获得可持续收益。

— 《中国新型储能发展报告（2026）》封面

1.36亿千瓦

2025年底累计装机

3.51亿千瓦时

2025年底累计能量

本文看点

01

五年增长超40倍

02

4小时以上占比上升

03

从规模化走向市场化

01

SCALE

一、1.36亿千瓦背后：中国约占全球新型储能装机一半

《报告》显示，截至2025年底，全球新型储能累计装机约2.8亿千瓦，同比增长约67%；中国新型储能累计装机规模约占全球50%。全球电池储能累计装机达2.7亿千瓦，占比约97%。（报告第004页）

2025年，全球新型储能（不含热储能）新增装机约1.1亿千瓦，同比增长52%。中国、美国、欧洲和澳大利亚合计占全球新增装机约90%，其中中国占全球新增装机比例超过50%。（报告第004页）

国内增速更为直观。全国新型储能累计装机由2024年底的7376万千瓦增至2025年底的13593万千瓦/35112万千瓦时，同比增长84.3%；平均储能时长由2.28小时提高至约2.58小时，增加约0.30小时。（报告第012页）

全国新型储能装机规模及平均储能时长

从区域分布看，华北和西北装机规模分别为4413.1万千瓦/12330.2万千瓦时、3838.2万千瓦/11733.8万千瓦时，两大区域合计占全国装机的60.7%；两地新增装机占2025年全国新增装机的66.8%。（报告第013页）

这些数据表明，国内新型储能已经形成超亿千瓦规模，但装机仍明显集中在新能源开发规模较大的华北和西北地区。

02

STRUCTURE

二、结构正在改变：独立储能、大型电站和长时储能同步上升

规模增长的同时，装机结构也在发生变化。

截至2025年底，独立储能装机达到6954.5万千瓦/17726.4万千瓦时，占全国新型储能装机的51.2%；新能源配建储能为5020.3万千瓦/13444.8万千瓦时，占比36.9%。（报告第014页）

在2025年新增装机中，独立储能占57.5%，新能源配建储能占30.8%。《报告》据此判断，独立储能已成为累计装机和新增装机的“双主体”。（报告第015页）

电站规模也继续向大型化集中。截至2025年底，全国单站10万千瓦及以上大型电站装机占比达到72%，同比提高约10个百分点；华北地区这一比例达到81.8%，西北地区达到74.9%。（报告第015—016页）

更值得关注的是储能时长。

2025年底，2—4小时储能仍是主流，装机占比65.6%，同比下降约5.5个百分点；4小时及以上储能装机占比升至27.5%，同比增加12.1个百分点。西北地区4小时及以上储能占比已经超过五成，并超过当地2—4小时储能的装机占比。（报告第016—017页）

因此，报告支持的准确判断不是“长时储能已经取代2小时储能”，而是：2—4小时项目仍占主导，但大型化和长时化趋势正在同步增强。

大型电站装机与储能时长结构

03

UTILIZATION

三、储能不只是“建起来”：平均利用小时数提高31.2%

判断储能发展质量，不能只看装机，还要看实际调用。

2025年，全国新型储能项目平均利用小时数为1195小时，较2024年的911小时增加约284小时，同比增长约31.2%；平均等效充放电次数为256次，较2024年的221次增加约35次，同比增长约15.8%。（报告第017页）

全国共有9个地区平均利用小时数超过1200小时。其中，浙江平均利用小时数达到2367小时，平均等效充放电次数741次；报告同时列出河北南网、新疆、西藏、青海、江苏、甘肃、广东等调用情况较好的地区。（报告第018页）

在迎峰度夏期间，新型储能也开始更明显地承担顶峰保供作用。2025年，全国超过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，占比超过90%。（报告第019页）

不过，利用水平改善不意味着所有项目都已获得同等调用机会。地区电源结构、电网需求、调度规则和市场机制不同，都会影响储能的利用小时数和充放电次数。因此，项目评价应比较同地区、同场景、同口径数据，不能仅凭全国平均值判断单个项目收益。

各地区新型储能平均利用小时数与等效充放电次数

04

TECHNOLOGY

四、锂离子电池仍占96.1%，多元长时储能开始规模化

从技术路线看，锂离子电池仍占据绝对主导地位。

截至2025年底，锂离子电池储能装机为1.31亿千瓦/3.31亿千瓦时，占新型储能装机的96.1%；液流电池储能装机123.5万千瓦/514.1万千瓦时，占比0.9%；压缩空气储能装机107.0万千瓦/524.0万千瓦时，占比0.8%。（报告第020页）

与此同时，多元技术路线正在从示范验证走向规模化应用。

“十四五”期间，液流电池储能累计投运装机由2020年底约2万千瓦增至2025年底123.5万千瓦，项目投资规模约100亿元。压缩空气储能则由“十三五”末千瓦级示范验证发展至2025年底累计投运107.0万千瓦，项目投资规模超过100亿元。（报告第044页）

报告还列出一批工程化进展：湖北应城、山东肥城两座30万千瓦压缩空气储能电站投入运行；500—1000安时级大容量锂离子储能电芯实现量产；采用500安时级电芯的40万千瓦/240万千瓦时电网侧储能电站在内蒙古并网。（报告第020—021页）

这意味着，当前技术格局仍是“锂离子电池主导”，但液流电池、压缩空气储能等面向长时储能的技术路线，已经形成百万千瓦级累计装机。

锂离子电池产量及多元储能技术产业进展

05

INDUSTRY

五、万亿产业继续扩张，但价格降幅正在收窄

装机增长带动了产业规模扩张。

2025年，全国锂离子电池总产量达到18.6亿千瓦时，同比增长约59%，行业总产值超过1.7万亿元。其中，储能型锂离子电池产量约5.7亿千瓦时，较2024年翻番，占全国锂离子电池产量的30.6%，占比较2024年提高约8个百分点。（报告第022—023页）

2025年全国锂离子电池出口总额达到5489亿元，同比增长26%；报告称，储能型锂离子电池全球出货量占比超过90%。（报告第023页）

从“十四五”五年变化看，储能型锂离子电池产量达到570吉瓦时，增至2021年的17倍以上；出货量前十的锂离子电池企业均为民营企业。（报告第043页）

但价格变化已经出现新特征。

报告指出，2023—2024年，上游锂资源价格快速回落、电芯规模化量产和集成技术迭代推动行业快速降本；到2025年，规模化降本空间收窄，锂离子电池储能价格进入小幅波动的低位企稳阶段。（报告第045页）

2022年以来，2小时和4小时储能系统中标价格累计降幅超过60%，电站EPC中标价格降幅超过40%；4小时储能系统及电站EPC价格分别比对应的2小时项目低约10%。（报告第045页）

其他技术路线的成本也在下降。2025年，4小时全钒液流电池储能年均EPC中标价格约2元/瓦时，较“十四五”初期降低约50%；压缩空气储能项目单位造价降至6000—8000元/千瓦，较“十四五”初期下降超过40%。（报告第046页）

需要注意的是，这些数字反映的是报告采用的数据口径和阶段性市场结果，不应直接等同于某一具体项目的实际投资成本。

储能系统与电站EPC价格变化

06

MARKET

六、下一阶段：从“有没有”转向“好不好”

《报告》对“十五五”时期的判断非常明确：新型储能将由规模化发展逐步进入全面市场化发展新阶段。（报告第050页）

这一转变包含几项具体方向：

继续推动构网型储能和长时储能技术发展，提升智能化集成和规模化调控水平

围绕科学调度、项目管理、多元技术示范、高效参与市场和产业融合发展，研究构建“1+N”政策体系

加强电网侧独立储能清单管理，形成“国家定规模，各地定项目，加强全过程管理”的体系

重点监管规划执行、调度运用和市场参与情况

充分

发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新型储能获得可持续的市场收益。（报告第049—051页）

报告还提到，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确，到2027年全国新型储能装机达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。（报告第007页及大事记第066页）

这组目标并不是已经实现的业绩，而是面向2027年的政策安排。对行业参与者而言，真正需要关注的也不再只是下一轮装机增量，还包括调用水平、市场机制、项目管理、技术路线和全生命周期收益。

新型储能全面市场化发展方向