截至2025年底全国新型储能装机达136GW/351GWh，较“十三五”末增长超40倍——2025年新增投运47GW，百兆瓦级以上大型电站装机占比升至72%。中国电力企业联合会这份报告从政策改革、装机格局、运行效率到盈利模式，全面呈现了电化学储能行业的爆发式增长与市场化转型。
行业总览——136GW装机规模与跨越式增长
装机突破100GW，“十四五”末达136GW/351GWh
截至2025年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达136GW/351GWh，较“十三五”末增长超40倍，较2024年底增长84%。根据中电联统计数据，累计投运电化学储能电站1998座、总装机109.29GW/276.22GWh，相当于全国电源总装机的2.81%、新能源总装机的5.73%。2025年新增投运电化学储能电站525座、总装机47.16GW/134.85GWh，同比增长27%，相当于全国电源新增装机的8.63%、新能源新增装机的10.40%。
独立储能成绝对主力，百兆瓦级以上电站占比72%
截至2025年底，电源侧、电网侧、用户侧装机占比分别为35.58%、62.10%、2.32%。独立储能累计投运66.92GW，2025年新增32.33GW，同比增长39%，占新增总装机的69%。百兆瓦级以上大型电站装机占比由2021年的25%提升至72%，电化学储能逐步向集中式、大型化发展。内蒙古、新疆累计装机超15GW，山东、江苏、宁夏、河北、甘肃、云南、广东等7省份超5GW。
政策改革——从强制配储到容量电价的市场化转型
取消强制配储，储能发展转向市场驱动
2025年2月，国家发改委、国家能源局印发《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》，明确取消新能源项目强制配储要求，推动储能发展向市场驱动转变。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》确立2027年全国新型储能装机1.8亿千瓦以上的目标。2026年全国两会明确将新型储能列入六大新兴支柱产业。
容量电价机制落地，独立储能获保底收益
2026年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系。目前已形成容量型（按kW·年计费）、电量型（按kWh计费）、市场化规则型三类模式。代表省份及标准：甘肃330元/kW·年、湖北165元/kW·年、宁夏165元/kW·年、河北100元/kW·年、浙江170元/kW·年、广东100元/kW·年；内蒙古0.28元/kWh、新疆0.128元/kWh。
运行效率提升——年均利用小时数1084h，利用率指数49%
运行水平大幅提升，独立储能平均利用率指数60%
2025年电化学储能年均运行小时数1940h（同比+291h），年均利用小时数1084h（+173h），年均等效充放电次数248次（+27次），平均利用率指数49%（+8个百分点）。独立储能年均等效充放电次数299次（每1.2天完成一次完整充放电），利用率指数60%，显著高于新能源配储的40%。浙江、江苏、云南、青海、新疆等15个省份年均利用小时数达1000h以上。
七省独立储能盈利模式分化
江苏收益模式为“充放电价差+顶峰补贴+容量租赁+地市补贴”，2025年某100MW/200MWh项目总收益2725万元；宁夏为“调峰辅助服务+容量租赁”，1914万元；蒙西“容量补偿+充放电价差”，4468万元，容量补偿占比51%；广东“调频辅助服务+容量租赁”，6078万元，调频收益占比88%；山东“现货价差+容量补偿+容量租赁”，2488万元；河北“充放电价差+容量补偿+容量租赁”，2313万元；甘肃“电能量收入+容量租赁+调频”，3755万元。
展望2026——装机突破1.65亿千瓦，长时储能与构网型加速普及
2026年装机预计突破1.65亿千瓦
随着容量电价、电能量市场、辅助服务组合收益模式成型，行业进入政策托底、市场驱动、可靠优先的高质量发展新阶段。预计2026年底全国电化学储能装机规模将突破1.65亿千瓦。2025年行业平均储能时长提升至2.5小时，预计2026年4小时及以上长时储能应用占比持续扩大，平均储能时长突破2.8小时。
构网型储能国标下半年实施，数智化赋能全链条
2026年下半年《构网型变流器通用技术规范》《电化学储能构网型变流器技术规范》两项国家标准正式实施，助力构网型储能标准化、规模化落地。人工智能、大数据、数字孪生技术深度赋能储能规划、调度、运维全流程，智能算法科学统筹布局、精准预判电价走势、实现设备故障提前预警，以数智化转型筑牢安全防线。
