中国新型储能2026年发展展望与“十四五”回顾

“十四五”新型储能跨越式发展回顾

“十四五”时期，我国新型储能产业实现了从商业化初期向规模化发展的历史性跨越。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍，占全球总装机比例约50%。这一成就标志着新型储能已成为我国能源领域新质生产力的重要组成部分，也是支撑新型电力系统建设的关键力量。政策体系方面，国家层面构建了涵盖顶层设计、专项推动及市场引导的完整政策框架，明确了新型储能的功能定位与发展路径。《中华人民共和国能源法》的实施更是从法律层面确立了其地位。与此同时，省级政策因地制宜，通过项目清单管理、容量补偿机制探索等方式，有效促进了本地新型储能的科学布局与合理收益。

技术创新是驱动产业发展的核心引擎。“十四五”期间，锂离子电池储能技术持续迭代，大容量电芯实现量产，循环寿命显著提升。同时，压缩空气储能、全钒液流电池等长时储能技术取得突破性进展，单机功率与系统效率大幅提高，初步形成多元化技术路线并举格局。标准化体系建设亦取得里程碑式进展，首个新型储能强制性国家安全标准正式生效，多项关键行业标准发布，为产业规范化发展筑牢了基础。

2025年全球与中国新型储能市场概况

2025年，全球新型储能市场保持高速增长态势，累计装机规模约2.8亿千瓦，同比增长约67%。中国、美国、欧洲作为三大核心市场，累计装机规模占全球85%以上。其中，中国新增装机约6200万千瓦，占全球新增装机的56%，继续领跑全球。全球电池储能占比高达97%，但压缩空气、热储能等其他技术路线也在特定场景下加速应用。国际竞争日趋激烈，主要经济体纷纷加大政策支持力度，通过税收抵免、补贴计划及市场化机制完善，提升本国产业竞争力。

在中国市场，2025年新型储能装机呈现独立储能主导、新能源配建储能占比下降的趋势。独立储能装机占比升至51.2%，成为装机主体，这得益于电力市场建设的推进及容量电价机制的探索。华北、西北地区凭借丰富的新能源资源，成为新型储能装机的主要聚集地，两地合计占比超过60%。在调用效果方面，2025年全国新型储能平均利用小时数提升至1195小时，等效充放电次数增加，特别是在迎峰度夏期间，新型储能在多个省份发挥了重要的顶峰保供作用，验证了其作为电力系统灵活调节资源的价值。

“十五五”新型储能发展趋势与战略定位

展望“十五五”，新型储能将由规模化发展阶段步入市场化发展阶段。这一阶段的核心特征是从解决“有没有”、“够不够”向追求“多不多”、“好不好”转变。发展目标聚焦于满足系统日内调节需求，重点促进新能源大规模开发消纳，支撑电网安全稳定运行。技术创新方面，将坚持科技引领，构建以锂离子电池为主，多元技术协同应用的技术体系，特别强调构网型储能、长时储能及人工智能赋能技术的突破与应用。

政策与市场机制将是“十五五”期间的改革重点。国家将构建“1+N”政策体系，进一步完善电力市场规则，推动新型储能全面参与电能量、辅助服务及容量市场。价格机制方面，将持续完善电网侧独立储能容量电价机制，探索建立可靠容量补偿机制，构建“容量收益+电能量收益为主，辅助服务等其他收益为补充”的收益模式。此外，行业管理将更加精细化，通过全国新型储能大数据平台等手段，加强全生命周期监管，确保行业健康有序发展。

2026年重点工作方向与实施路径

2026年是“十五五”规划的开局之年，国家能源局将围绕高质量发展主线，推进多项重点工作。首先是科学编制并发布《“十五五”新型储能实施方案》，明确全国各地区发展规模与总体布局，指导地方做好规划衔接。其次是大力支持核心技术装备攻关，开展第六批能源领域首台（套）重大技术装备评选，支持原创性科学研究与前沿颠覆性技术跟踪，推动创新链与产业链深度融合。

在项目管理与市场运营方面，将进一步规范新型储能项目管理，明确电网侧独立储能清单管理要求，适应市场化发展需求。同时，加快建设全国统一电力市场体系，完善市场规则，推动新型储能“一体多用，分时复用”参与各类市场交易，提升运营效率与收益水平。最后，将继续引导产业链高质量发展，完善标准体系，拓展大数据平台功能，并加强国际交流合作，助力中国企业“走出去”，共享全球能源转型机遇。