2026年上半年电化学储能电站行业统计数据

装机规模持续扩张，大型化与集中化趋势凸显

2026年上半年，电化学储能行业延续稳步增长态势。全国电力安委会24家企业成员单位新增投运电站278座，新增装机规模相当于全国电源新增装机的13.64%，新能源新增装机的19.23%。截至2026年6月，累计投运电站达2276座，在建电站231座。从应用场景看，电网侧独立储能增长最为迅猛，占新增总装机的64%；新能源配储次之。电源侧、电网侧、用户侧装机占比分别为35.37%、62.48%、2.15%，独立储能与新能源配储合计占比达95%。

电站规模分布呈现显著的大型化趋势。新增电站中百兆瓦级以上大型电站装机占比达79.04%，同比增长67%。截至2026年6月，大型电站装机占比由2022年的42%提升至73%，应用场景主要为独立储能。区域分布方面，新增投运电站遍布31个省份，其中新疆、宁夏、河北、内蒙古、云南等省份位居前列；累计投运总装机超1GW的省份达21个。

电池技术路线方面，锂离子电池仍占据绝对主导地位，累计投运项目总能量占比达97.97%，其中磷酸铁锂占比99.93%。液流电池、铅酸/铅炭电池、钠离子电池等其他技术路线占比相对有限。

运行效率同比提升，利用水平分化明显

上半年电化学储能整体运行情况较2025年同期有所改善。平均运行小时数同比提高约172小时，平均利用小时数同比提高约40小时。但平均等效充放电次数同比下降约4次，平均利用率指数同比下降约2个百分点。

分应用场景观察，各类型储能运行表现分化。新能源配储整体运行情况好于上年同期，平均运行小时数、利用小时数、等效充放电次数及利用率指数均实现同比增长。独立储能同样呈现改善态势，平均运行小时数与利用小时数同比提升，但利用率指数同比下降约11个百分点。火电配储运行略有下降，平均运行小时数同比减少约215小时。工商业配储运行表现下滑较为明显，平均运行小时数、利用小时数、等效充放电次数及利用率指数均出现不同程度下降。

从季度运行情况看，二季度与一季度基本持平。区域层面，青海、西藏、浙江、云南、新疆等省份平均利用小时数达到较高水平；云南、江苏、山西、浙江、广东等省份平均等效充放电次数位居前列。

能效水平保持稳定，新投运电站表现较优

上半年电化学储能平均转换效率为89.15%，电网侧储能平均综合效率为82.75%，平均能量保持率为96.36%。区域能效方面，山西、贵州、宁夏、海南、湖北等省份平均转换效率排名靠前；山西、云南、河北、宁夏、青海等省份电网侧储能平均综合效率表现突出。

从投运年限维度分析，新投运电站能效水平整体优于早期投运电站。随着储能技术迭代升级，近年投运电站在转换效率、能量保持率等关键指标上呈现较好表现。

可靠性整体良好，非计划停运需关注

上半年电化学储能电站整体安全运行状况良好，未发生重大安全事故，可用系数达0.98。计划停运576次，单次平均计划停运时长99.64小时；非计划停运699次，单次平均非计划停运时长47.33小时。

电站关键设备、系统以及集成安装质量问题是导致非计划停运的主要原因，非计划停运次数占比达78%以上。从投运年限看，投运2年以上电站发生非计划停运占比较高，平均非停次数较投运2年以内电站高41%。值得注意的是，电站非停次数与利用情况没有直接关联。

行业对标体系初步建立，标杆电站引领发展

依据《电化学储能电站运行评价指标对标技术方案（试行版）》，针对运行满1年的电站开展关键指标统计，以相同规模及应用场景得分前20%作为标杆。电站基础得分100分，最高得分140分。

新能源配储方面，572座电站运行满1年，100MW及以上规模电站平均得分92分，标杆得分115分；5MW至100MW规模电站数量最多，达484座，平均得分88分。火电配储38座电站运行满1年，平均得分92分，标杆得分123分。独立储能125座电站运行满1年，5MW至100MW与100MW及以上规模电站平均得分均为95分。工商业配储48座电站运行满1年，5MW至100MW规模电站平均得分95分，0.5MW至5MW规模电站平均得分78分，为各类型中最低。

各应用场景标杆电站在利用小时数、转换效率、能量保持率、可用系数等核心指标上均展现出显著优势，为行业提供了可参照的运营优化方向。