“2026年1月27日，在新型儲能行業2025年發展回顧與未來形勢展望交流會上，電規總院安全總監、中國新型儲能產業創新聯盟副秘書長韓小琪發表了主旨報告，全面梳理了2025年新型儲能行業在承壓前行中取得的輝煌成就，并指出新型儲能未來發展的六大趨勢。”

01、2025回顧：

規模躍升與技術百花齊放

報告用一組亮眼的數據回顧了2025年新型儲能行業的“成績單”。

1. 規模與利用率雙提升，裝機突破1.3億千瓦

盡管2025年初配儲政策出現重大調整，行業仍保持平穩較快增長。預計到2025年底，全國新型儲能累計裝機規模將突破1.3億千瓦。內蒙古、新疆、山東等省份成為當之無愧的“領頭羊”，裝機規模均超過1000萬千瓦。

更令人欣喜的是，儲能“建而不用”的難題正在逐步破解。迎峰度夏期間，江蘇、山東、云南等地開展了全省集中調用，調用同時率高達95%以上，全年調用小時數超過1200小時，凸顯新型儲能在保障電力供應中的核心價值。

2. 技術創新百花齊放，全年刷新紀錄近40次

“2025年是技術創新百花齊放、百舸爭流的一年。”報告指出，據聯盟秘書處統計，全年有近40次技術創新工程化打破紀錄，涵蓋電化學、物理儲能等多個領域。

鋰電邁向GWh時代。2025年12月，內蒙古包頭率先實現大電芯GWh級電站并網，采用寧德時代近100萬顆500Ah級電芯，時長達6小時，標志著鋰電儲能進入大容量、長時化新階段。

液流電池規模化、復合化、多模式發展。2025年全國新增5個百兆瓦級全釩液流電池儲能電站并網。“液流電池+鋰電池”復合儲能路線成為常態。液流電池應用場景從傳統電網側、電源側向用戶側深度延伸，商業模式從單一產品銷售向“投資+運營+服務”轉型。

物理儲能屢創新高。從年初應城“能儲一號”并網，到年底甘肅酒泉全球首座300MW人工硐室型“源儲一號”帶電成功，壓縮空氣儲能不斷突破，物理長時儲能技術路徑愈發清晰。

前沿技術走向規模化。鈉離子電池從“0到1”邁向“1到N”，鋰鈉混合電站成為新趨勢;國內首臺套1.7兆瓦純氫燃機通過滿負荷驗證，整體性能達到國際先進水平。

02市場洞察：

政策換擋與價格洗牌

在回顧輝煌成就的同時，報告也冷靜剖析了2025年行業面臨的復雜市場環境。

1. 政策環境：支持力度遠超預期

報告指出，2025年初“136號文”發布后，行業曾一度出現悲觀情緒，但全年政策環境實際支持力度強勁。全年共發布相關政策253項，涵蓋建設管理、市場機制等9個方面，“發展新型儲能”更是連續兩年寫入政府工作報告。

2. 區域分化：各省商業模式迥異

隨著行業從“政策引導”向“市場驅動”轉變，各省探索出不同的生存之道：

山東：針對“建而不用”痛點，創新推出配儲容量在“場內自用”與“獨立參與市場”間靈活分配的機制。

甘肅：充放價差較小，調頻成為收益主戰場，允許全容量參與，電能量和調頻交易同時參與同時結算。

內蒙古：商業模式為電能量價差和容量補償費用。明確容量補償標準“一年一定、執行十年”的政策，創下補償標準最高、時間最長的全國紀錄。

河北：憑借約0.5元/千瓦時的平均充放價差和多充多放條件，電能量交易收益可觀，輔以容量租賃、容量補償等。

寧夏：收益機制年內三次調整，目前是電力現貨市場，來源為電能量交易及輔助服務交易，調峰市場不再運行。

江蘇：2025年政策整體平穩，頂峰價格從0.5元/千瓦時降到0.3元/千瓦時。但年底發布《江蘇電力并網運行管理實施細則》和《江蘇電力輔助服務管理實施細則》，2026年政策環境迎來重大調整，對儲能企業而言，機遇與挑戰并存。

3. 價格博弈：系統均價跌至0.47元

2025年，受碳酸鋰價格W型波動影響，方形磷酸鐵鋰電芯價格呈V型反轉，年底回升至0.35元/瓦時。但在產能過剩背景下，儲能系統中標價格波動下降，全年平均價格低至0.47元/瓦時，EPC中標均價為0.97元/瓦時。

03展望未來：

六大趨勢重塑行業格局

面向2026年及更長遠的未來，報告提出六大關鍵趨勢研判。

趨勢一：角色將從“配套”向“基石”轉變

在全國電力市場改革加速和AI時代加持的背景下，預計2030年新型儲能累計裝機規模將達3億千瓦以上。未來，獨立儲能將成為主流，共享儲能模式將逐步消失。隨著新能源比例提升，配儲將因偏差考核需求重新成為重要方向。報告強調，市場和計劃一樣，都是工具和手段，電力市場建設的目的是優化規劃和運營，引導推動發電側、輸電網、儲能合理布局投資，匹配電力需求，確保安全經濟綠色高效的電力供應。保障95%以上的項目獲得合理收益，是行業最大的確定性。

趨勢二：行業發展邏輯從“建設期決定”轉向“全生命周期決定”

新型儲能各技術路線需尋找合適的應用場景和需求特性，在日內長時、周內長時、跨季長時、電能量、調頻、備用等細分市場尋求差異化發展。報告指出，未來新型儲能產業鏈的競爭焦點將從制造產能轉向全生命周期的技術與服務能力，裝備制造企業、設計企業、系統集成商、運營服務商都需要圍繞這一轉變尋找自身新的定位。

“前期決定收益下限，運營決定收益上限。”設備選型、項目選址、集成優化等前期階段很大程度上決定了項目可以達到的收益水平下限。電規總院牽頭，聯合產業鏈優勢企業，編制的《電力市場下新能源項目投資分析報告編制指南》，作為中國電力規劃設計協會的團體標準將在一季度正式發布，為設計企業服務投資方投資決策，測算風光儲項目量價提供了高標準的內部規程。運營階段充電放電時機的把握十分重要，運營決定收益上限，運營能力差異導致收益差距顯著，調研的某省跨季節多個電站收益對比就是實例。

此外，REITs/ABS將成為新型儲能投資的重要助力，為重資產長周期項目提供了退出通道的選擇。

趨勢三：安全和高質量從“門檻”成為“核心競爭力”

2025年密集出臺的安全強監管政策將于2026年全面落實，推動行業規范發展。低質產能將被淘汰，行業逐步向頭部企業集中，全生命周期安全監測等系統性管理措施也將加強，促進高質量可持續發展。北美儲能系統安裝標準2026版已明確將大規模燃燒測試(LSFT)納入評估體系。國內雖尚無相關標準，但在安全監管壓力下，2025年多家企業主動開展燃燒測試，可以預見，燃燒測試或將成為行業準入隱形門檻。

2025年國家再提“深入整治‘內卷式’競爭”，11月和12月工信部兩次召開動力和儲能電池行業座談會，規范產業競爭秩序。新能源配儲劣幣驅逐良幣現象將發生根本轉變，在電力市場機制下，盡管存量的新能源配儲在所有權、使用權、收益權上還有諸多爭議，充分有效利用存量的新型儲能資產仍是共識。“一體多用，分時復用”的山東模式有望逐步推廣，高質量配儲將成為新能源項目規避電力市場收益風險的重要方式。

趨勢四：從時長增長延伸到支撐系統安全穩定運行能力的提升

未來，4-6小時時長的儲能將成為主流。隨著“十五五”電力規劃發布，各省對不同時長的需求將逐漸明確。從需求分析來看，長時儲能的需求相對頻次較少，但開始出現，并且是用電高峰期保供電的剛需，在快速發展期，儲能時長將會超需求配置。

傳統電力系統從“同步旋轉系統”轉向“同步旋轉+換流器靜止系統”的新型電力系統，較長一段時期同步機將仍是安全裕度支撐的基本面，壓縮空氣、重力儲能等物理儲能的慣量和阻尼能力將是稀缺能力，“火電+綠色燃料”也可能在“十五五”成為可提供慣量和阻尼的全天候長時儲能。構網型電化學儲能技術也將成為同步旋轉機組的有效補充，同時由于短時需求仍占多數，頂峰能力在部分高比例新能源省份仍是安全保供的稀缺資源，將激發部分新建電化學儲能項目兼具可調節的長短時和高低功率切換能力。

報告建議為長時儲能制定不同于短時儲能邏輯的容量價格政策。建議規劃引領、合理布局;按時長單獨核定非線性增長的容量系數，并加以差價合約保障;對長時儲能這種戰略資源，進行統一調度、全局優化。

趨勢五：“電氫電”和“電熱電”將成為顛覆型的新型儲能非電應用

新發展階段，新能源電量轉換利用效率需要重新思考。電力回歸商品屬性，電量、容量、輔助服務、空間位置需要單獨定價，一度電在不同時空下價值完全不同。隨著純氫燃機、超高溫熱泵等技術的突破，疊加電力市場定價體系，“電-氫-電”“電-熱-電”綜合轉換效率有望提升至60%-70%。針對上述思考，報告提出“電力流和氫能流并舉”構想，以沙戈荒大基地輸送能源到受端系統的場景為例，在送端大基地，新能源優先匹配特高壓輸電通道送電曲線輸電，其他電量可通過就地制氫(電氫)、送端配套火電熔巖儲熱(電熱)轉化，形成儲氫、儲熱、輸電通道、輸氫通道聯合運行優化消納新能源的場景。在受端系統，通過多種輸氫方式輸送后，在受端退役火電廠建材料儲氫裝置，氫氣儲存釋放時的熱量和火電廠一起優化，提高發電綜合利用效率。隨著技術進步，成本和效率不斷優化，氫能的典型應用可以貫穿發輸儲用四個環節，有力支撐新型電力系統建設和安全穩定運行。

趨勢六：國內產業鏈將加速“出海”

全球儲能正邁入繁榮期。報告分析，美國大負荷并網提案有望落地，AIDC需求爆發，預計2026年美國新增近50GWh裝機容量。歐洲預計2026年新型儲能新增裝機約50GWh。澳大利亞規劃規模龐大，大儲景氣，補貼加碼，戶用光伏配儲滲透率躍升，預計2026年將增加近10GWh。中東是中國廠商必爭之地，預計2026年新增裝機規模將達到40GWh。

04結語

回顧2025，新型儲能行業在壓力下生長，也在創新中重塑。展望2026，行業發展趨勢日益清晰。中國新型儲能產業創新聯盟將繼續攜手各成員單位，將洞察轉化為行動，堅持高質量發展，為構建新型電力系統和實現“雙碳”目標貢獻堅實力量。