2026年上半年电化学储能电站行业统计数据报告

装机规模稳步扩张，大型化集中化趋势显著

2026年上半年，全国电力安委会24家企业成员单位新增投运电化学储能电站278座，总装机规模较2025年底增长约20%，相当于全国电源新增装机的13.64%。截至2026年6月，累计投运电站达2276座，总装机规模相当于全国电源总装机的3.24%、新能源总装机的6.50%，另有在建电站231座。从规模结构看，百兆瓦级以上大型电站成为新增主力，装机占比达79.04%，大型电站累计装机占比由2022年的42%提升至73%，电化学储能逐步向集中式、大型化方向发展，应用场景以独立储能为主。

电网侧独立储能与新能源配储双轮驱动

从应用场景分布看，电网侧独立储能增长最为迅猛，上半年新增装机同比增长67%，占新增总装机的64%；新能源配储新增装机同比增长63%。截至2026年6月，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%。独立储能主要分布在内蒙古、宁夏、新疆、江苏、山东等省份，新能源配储则集中在新疆、内蒙古、甘肃、河北、青海等资源富集区域。

储能时长结构优化，长时储能占比提升

电化学储能平均储能时长较上年同期提高约0.26小时。2小时储能时长项目仍占主导，功率占比约65%；4小时及以上长时储能累计投运功率占比同比提升12个百分点，能量占比同比提升16个百分点，长时储能项目逐渐增多。不同应用场景时长特征分化明显：独立储能以2小时为主，新能源配储集中于2小时和4小时，火电配储以1小时及以下为主，工商业配储则以2小时及以上为主。

运行效率同比改善，利用率指数有所分化

上半年电化学储能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。分场景看，新能源配储运行情况好于去年同期，利用小时数、等效充放电次数、利用率指数均有所提升；独立储能运行小时数与利用小时数同比增加，但利用率指数同比下降约11个百分点；工商业配储多项运行指标同比下降，利用率指数降幅约14个百分点。

区域运行表现差异明显，能效水平整体平稳

上半年，多个省份平均利用小时数达到500小时以上，云南、广东、青海、宁夏、西藏等省份平均利用率指数排名靠前。平均转换效率方面，山西、贵州、宁夏、海南、湖北等省份表现较优。电网侧储能平均综合效率排名前列的省份包括山西、云南、河北、宁夏、青海。新投运电站能效水平整体优于早期投运电站，反映出近年来储能技术迭代升级的效果。

安全运行总体平稳，非计划停运需关注

上半年电化学储能电站整体安全运行良好，未发生重大安全事故，可用系数达0.98。非计划停运699次，单次平均非计划停运时长约47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，占比达78%以上。投运2年以上电站非计划停运次数较新投运电站高约41%，但非停次数与利用情况无直接关联。

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年的电站开展行业对标。新能源配储方面，100MW及以上大型电站平均得分92分，标杆得分115分；火电配储5MW～100MW电站平均得分92分，标杆得分123分；独立储能不同规模电站平均得分均为95分，5MW～100MW标杆得分113分、100MW及以上标杆得分110分；工商业配储呈现明显分化，0.5MW～5MW小型电站平均得分78分，5MW～100MW中型电站平均得分95分。对标结果显示，规模效应与运行绩效存在一定正相关性，能量保持率与可用系数成为标杆电站的共性优势指标。