报告链接：中国新型储能市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
一、新型储能政策规划分析
（一）2025/2026年新型储能政策规划汇总
（二）“十五五”新型储能市场发展目标
1、《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（2025年8月）
2027 年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色转型发展提供有力支撑。全国新型储能装机规模达到1.8 亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500 亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。
2、《新型能源体系建设“十五五”规划》（2026年6月）
2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机达到3亿千瓦。
3、《“十五五”碳达峰行动方案》（2026年7月）
到2030年，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦。
（三）“十五五”新型储能市场发展战略
1、《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》（2026年3月）
科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能。
2、《新型能源体系建设“十五五”规划》（2026年6月）
大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、虚拟电厂等领域应用。
3、《“十五五”碳达峰行动方案》（2026年7月）
推动新型储能规模化发展，大力发展长时储能。
4、《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》（2026年7月）
大力发展新型储能，探索长时储能应用。
鼓励有条件的工厂建设工业绿色微电网，集成应用光伏、风电、高效热泵、新型储能、氢能、余热余压余气、智慧能源管控等一体化系统。
二、新型储能市场建设管理
（一）新型储能市场投资建设管理原则
新型储能项目管理坚持安全第一、规范管理、积极稳妥原则，包括规划布局、备案要求、项目建设、并网接入、调度运行、监测监督等环节管理。
（二）新型储能市场投资建设管理部门
国务院能源主管部门负责全国新型储能项目规划、指导和监督管理。
地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，建立健全本地区新型储能项目管理体系，负责本地区新型储能项目发展及监督管理。
国家能源局派出机构负责对本地区新型储能政策执行、并网调度、市场交易及运行管理进行监管。
（三）新型储能市场投资建设规划制定
国务院能源主管部门负责编制全国新型储能发展规划。根据国家能源发展规划、电力发展规划、可再生能源发展规划、能源技术创新规划等相关文件，在论证发展基础、发展需求和新型储能技术经济性等的基础上，积极稳妥确定全国新型储能发展目标、总体布局等。
省级能源主管部门根据国家新型储能发展规划，按照统筹规划、因地制宜，创新引领、示范先行，市场主导、有序发展，立足安全、规范管理的原则，研究本地区重点任务，指导本地区新型储能发展。
（四）新型储能市场投资项目审核方式
落实简政放权精神，研究建立程序简化、促进投资的储能投资管理机制，对于独立的储能项目，除《政府核准的投资项目目录》已有规定的，一律实行备案制，按照属地原则备案，备案机关及其权限由省、自治区、直辖市和计划单列市人民政府规定。企业按照地方有关规定向主管部门备案。
（五）新型储能市场投资建设比例要求
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。
三、新能源配套储能工程造价分析
（一）基本方案
现阶段，在相同条件下，新能源发电工程配套储能以磷酸铁锂电池方案整体经济性较为优异。因此，基本方案采用磷酸铁锂电池方案（即电化学储能），交流侧接入电站35kV母线侧。
配套储能以多个标准电池储能单元组成，1套电池储能单元对应1套PCS单元。电芯采用0.5C磷酸铁锂电芯，配套PCS（0.5C）系统和能量管理系统。每套电池储能单元与配套的电池控制柜、汇流柜、消防及暖通系统集成安装于一个预制电池集装箱中，由厂家成套提供；每个PCS单元包含1台变流器，一台35kV/0.4kV干式变压器，与配套的环网柜、配电箱、保护柜、消防及暖通系统等集成安装于一个预制变流升压箱中，由PCS厂家成套提供。
（二）基本方案造价标准值
新能源配套储能工程基本方案造价标准值以基本方案造价为基础，指标值为0.82元/Wh，详见表1。
（三）造价调整值
四、新型储能投资成本分析
四、新型储能装机容量规模分析
新型储能装机较2024年底增长84%。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展。
（一）2021-2025年新型储能累计装机规模走势
（二）2021-2025年新型储能累计储电量规模走势
（三）2021-2025年电化学储能累计装机容量规模走势
五、31省（市、区）新型储能装机容量区域分布
分地域来看，华北地区装机占比最大。华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%，华东地区占14.4%，南方地区占13.1%，华中地区占11.1%，东北地区占0.7%。过去一年里，华北、西北为新型储能主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%、31.6%。
分省份来看，新疆、内蒙古等省区发展迅速。受电力需求稳步增长、新能源快速发展及有力政策支持等多重驱动，新疆、内蒙古、云南、河北、山东等省区新型储能发展迅速，新增装机分别为1023万千瓦、1003万千瓦、613万千瓦、569万千瓦、404万千瓦。累计装机规模排名前3的省份分别为：内蒙古2026万千瓦，新疆1880万千瓦，山东1121万千瓦，河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东等8省区装机规模超500万千瓦。
（一）2025年全国31省（市、区）新型储能装机容量规模、排名、占比与市场集中度数据统计
1、2025年31省（市、区）新型储能装机容量规模
2、2025年31省（市、区）新型储能装机容量排名
3、2025年31省（市、区）新型储能装机容量占比
（二）2024年全国31省（市、区）新型储能装机容量规模、排名、占比与市场集中度数据统计
1、2024年31省（市、区）新型储能装机容量规模
2、2024年31省（市、区）新型储能装机容量排名
3、2024年31省（市、区）新型储能装机容量占比
（三）、2023年全国31省（市、区）新型储能装机容量规模、排名、占比与市场集中度数据统计
1、2023年31省（市、区）新型储能装机容量规模
2、2023年31省（市、区）新型储能装机容量排名
3、2023年31省（市、区）新型储能装机容量占比
2025年平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。
截至2025年底，电化学储能平均储能时长2.53h，较2024年提高约0.25h。整体来看，长时储能项目逐渐增多，截至2025年底，储能时长为2h的电化学储能总功率72.67GW、占比66.49%,总能量145.60 GWh、占比52.71%;4h及以上储能累计投运总功率占比28.42%、同比增长12个百分点，总能量占比4536%、同比增长15个百分点。
从应用场景看，独立储能主要储能时长为2h，占独立储能总功率的71.86%、占独立储能总能量的57.03%;新能源配储主要储能时长为2h、4h，合计占新能源配储总功率的90.24%、占新能源配储总能量的94.17%;火电配储主要储能时长为1h及以下，占火电配储总功率的97.89%、占火电配储总能量的94.56%;工商业配储主要储能时长为2h及以上，合计占工商业配储总功率的99.27%、占工商业配储总能量的99.68%.
从单站规模来看，10万千瓦以上的大型化发展趋势明显。截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点；4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点。
从应用场景来看，独立储能占比提升。2025年，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。
从技术路线来看，锂离子电池储能仍占主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等装机占比合计3.9%。
锂离子电池仍占据已投运电化学储能技术应用主导地位，截至2025年底，累计投运的锂离子电池项目总能量270.00GWh、占比97.75%(锂离子项目中99.96%为磷酸铁锂),其次为液流电池(1.10%)、铅酸/铅炭电池(0.90%)、钠离子电池(0.10%)
电化学储能运行情况相较2024年有较大提升，2025年均运行小时数1940h，比2024年提高约291h;年均利用小时数1084h，比2024年提升约173h;年均等效充放电次数248次(相当于每1.5天完成一次完整充放电)，比2024年提升约27次;平均利用率指数49%，比2024年提升8个
2025年，电网企业新增总装机0.55GW、占比1.17%,五大发电集团新增总装机6.32GW、占比13.41%，其他企业单位新增总装机40.28GW、占比85.42%。
截至2025年底，电网企业累计投运总装机1.83GW、占比1.67%，五大发电集团累计投运总装机21.44GW、占比19.62%,其他企业单位累计投运总装机86.02GW、占比78.71%。
