中国电化学储能：2025年回顾

随着光伏和风电占比不断提高，新型储能已成为中国电力系统的重要支撑。自2024年起，发展新型储能连续三年写入《政府工作报告》，2026年新型储能被正式列为六大新兴支柱产业之一。中国电力企业联合会的报告总结了2025年的情况：增长、价格、利用水平、收益和安全。

规模：五年增长40倍

截至2025年底，全国已投运新型储能装机规模达到136 GW/351 GWh，较“十三五”末增长40倍以上，较上年底增长84%。中国装机规模稳居世界第一。

电化学储能是行业主体。据中电联统计，全国共有1998座电化学储能电站，总规模109.29 GW/276.22 GWh，占全国发电总装机的2.81%、新能源装机的5.73%。仅2025年就新投运525座电站，规模47.16 GW/134.85 GWh，同比增长27%。

• 地域分布。以内蒙古、新疆为首的十个地区贡献了2025年新增装机的87%，这两个地区累计装机均达到15 GW及以上。
• 应用场景。电网侧占62.10%，电源侧占35.58%，用户侧占2.32%。
• 独立储能成为增长主力：累计66.92 GW，全年新增32.33 GW（同比增长39%），占全部新增的69%。
• 新能源配建储能（36.83 GW）新增12.60 GW，比上年少4%，原因是强制配储已取消。
• 大型化。100 MW及以上电站占新增装机的81%，其在累计装机中的占比从2021年的25%升至72%，行业进入“GWh时代”。
• 储能时长平均为2.53小时（增加0.25小时）。4小时及以上储能占装机的28.42%，一年提高12个百分点。

政策：从强制配储走向市场

2025年是从政策驱动转向市场主导的一年。关键举措包括：

• 2025年2月，取消新建光伏、风电项目强制配置储能的要求；
• 8月出台2025-2027年大规模建设行动方案，目标是到2027年新型储能装机不低于180 GW；
• 2026年1月，电网侧独立新型储能首次纳入国家容量电价体系，参照煤电容量电价执行。

各地容量补偿的计算方式不同。多数按千瓦每年支付：甘肃330元，浙江170元，湖北和宁夏165元，河北和广东100元。内蒙古（0.28元）和新疆（0.128元）按放电量每千瓦时支付，山东则把补偿纳入现货市场。

截至2025年底，现货市场已在25个区域运行，覆盖30个省份，其中6个区域正式运行。与此同时，传统的峰谷价差套利空间在收窄：全国平均最大峰谷价差下降9.4%，降至0.616元/kWh。自2026年3月起，直接参与市场交易的经营主体不再由行政方式确定分时电价，实行40多年的固定分时电价政策退出历史舞台。工商业储能的收益将取决于真实的供需关系。

技术与价格

锂离子电池占已投运电站能量规模的97.75%，其中几乎全部（99.96%）为磷酸铁锂。液流电池占1.10%，铅酸和铅炭电池占0.90%，钠离子电池占0.10%。

• 第三代电芯容量达到500 Ah乃至600 Ah，能量密度超过430 Wh/L，循环寿命可达15000次。
• 自2024年以来，电芯价格维持在0.3-0.4元/Wh。2025年磷酸铁锂储能系统中标均价：1小时系统0.715元/Wh，2小时0.554元/Wh，4小时0.479元/Wh。
• 钠离子储能系统价格有所下降，但仍高于锂电：平均0.81元/Wh。
• 全钒液流储能系统中标价首次跌破2元/Wh（均价2.28元/Wh），预计2030年前突破1元。2025年9月，全球首个GWh级液流储能系统在新疆阿克苏投入商业运行。

电站运行情况

利用水平明显提高。2025年，电化学储能电站平均运行1940小时（比2024年增加291小时），等效充放电248次，即约每1.5天完成一次完整循环，平均利用系数升至49%（提高8个百分点）。

• 独立储能：299次循环，利用系数60%；
• 新能源配建储能：199次循环，40%，很多项目当初只是为了满足指标而建；
• 火电配建储能：918次循环，约每天2.5次，主要用于联合调频；
• 工商业储能：341次循环，约每天一次，利用系数63%。

平均转换效率为89.23%，电网侧储能综合效率为82.21%。新投运电站的能效高于老电站。

一座100 MW/200 MWh电站的收益

独立储能的收益水平主要取决于地方政策支持力度和市场机制成熟度。报告列出了七个省份典型电站2025年的收入：

• 广东：约6078万元，其中调频收入约5332万元；
• 蒙西：约4468万元，容量补偿与充放电价差收入几乎各占一半；
• 甘肃：3755万元，其中容量租赁收入2213万元；
• 江苏：2725万元；
• 山东：2488万元，约一半来自容量租赁；
• 河北：2313万元；
• 宁夏：1914万元，主要来自调峰服务。

容量电价、市场交易、辅助服务和政策支持的组合正在成为标准配置。

安全

2025年中国电化学储能电站未发生重大事故，可用系数达到0.98。全年发生非计划停运1922次，平均每次34.62小时，其中75%以上由关键设备、系统、集成和安装质量问题引起。投运两年以上的电站停运更频繁：平均2.25次，而较新的电站为1.75次。

从全球看，2025年是储能事故高发期，储能设施发生火灾约20起，包括美国加州Moss Landing储能电站和内华达州博尔德城使用Tesla Megapack的储能项目。据美国电力研究院（EPRI）数据，引发热失控的三大关键因素是电池管理系统失效、电芯一致性差和运行参数设置不当。

行业以标准建设作为回应：截至2025年底，现行国家标准约50项、行业标准70余项，其中当年新增国家标准9项、行业标准20余项。

2026年展望

• 中国电化学储能装机将超过165 GW。
• 平均储能时长将超过2.8小时，4小时及以上储能占比继续扩大。
• 构网型储能走向规模化：2025年12月，内蒙古阿荣旗1 GW/4 GWh项目创下世界纪录，预计2026年下半年将出台两项构网型变流器国家标准。
• 混合储能电站不断推广：锂钠混合、电化学储能加飞轮储能。
• 人工智能、大数据和数字孪生将进入规划、调度和故障预警等环节。

报告的结论是：行业已进入“政策托底、市场驱动、安全优先”的发展新阶段。