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  资料来源：得算多咨询发布的《中国新型储能市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）》

  1、《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（2025年8月）

  2027 年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色转型发展提供有力支撑。全国新型储能装机规模达到1.8 亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500 亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。

  1、《中华人民共和国国民经济和社会持续健康发展第十五个五年规划纲要》（2026年3月）

  大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、虚拟电厂等领域应用。

  4、《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》（2026年7月）

  鼓励有条件的工厂建设工业绿色微电网，集成应用光伏、风电、高效热泵、新型储能、氢能、余热余压余气、智慧能源管控等一体化系统。

  新型储能项目管理坚持安全第一、规范管理、积极稳妥原则，包括规划布局、备案要求、项目建设、并网接入、调度运行、监测监督等环节管理。

  地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，建立健全本地区新型储能项目管理体系，负责本地区新型储能项目发展及监督管理。

  国家能源局派出机构负责对本地区新型储能政策执行、并网调度、市场交易及运行管理进行监管。

  国务院能源主管部门负责编制全国新型储能发展规划。依照国家能源发展规划、电力发展规划、可再次生产的能源发展规划、能源技术创新规划等相关文件，在论证发展基础、发展需求和新型储能技术经济性等的基础上，积极稳妥确定全国新型储能发展目标、总体布局等。

  省级能源主管部门依据国家新型储能发展规划，按照统筹规划、因地制宜，创新引领、示范先行，市场主导、有序发展，立足安全、规范管理的原则，研究本地区重点任务，指导本地区新型储能发展。

  落实简政放权精神，研究建立程序简化、促进投资的储能投资管理机制，对于独立的储能项目，除《政府核准的投资项目目录》已有规定的，一律实行备案制，按照属地原则备案，备案机关及其权限由省、自治区、直辖市和计划单列市人民政府规定。企业按照地方有关法律法规向主管部门备案。

  2025年，全国陆地100米高度平均风速约为4.8m/s。从空间分布(图1.3)看，东北大部、华北北部、内蒙古大部、宁夏北部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、四川西部、云贵高原和广西等地的山区、东南部沿海等地年平均风速一般大于6.0m/s，其中，内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、东北东部、青藏高原大部等地年平均风速达到7.0m/s，部分地区可达8.0m/s以上。甘肃南部、山东大部、江苏大部、安徽北部、河南东部、湖北中部、江西山区、湖南山区、广东北部等地年平均风速为5.0~6.0m/s。全国别的地方年平均风速一般低于5.0m/s，主要分布在中部和东部平原地区、川渝地区及新疆的盆地区域。

  2025年，全国部分海上区域(图1.3中所示海区，下同)100米高度平均风速约为7.8m/s。从空间分布(图1.3)看，渤海和黄海海域风速在6.0~8.0m/s，东海和南海北部海域风速可达8.0m/s以上，台湾海峡风速可达9.0m/s以上。

  各省(区、市)2025年100米高度年平均风速统计结果详见图1.4，其中沿海省份仅统计陆地区域。

  2025年，全国陆地100米高度年平均风功率密度为172.0W/m2。从空间分布(图1.6)看，东北大部、内蒙古大部、华北大部、华东大部、青藏高原大部、贵州、广西南部等地年平均风功率密度一般超过200W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古大部、河北北部、山西、新疆北部的部分地区、青藏高原和云贵高原的山脊地区等地超过300W/m2。全国别的地方年平均风功率密度一般低于200W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于150W/m2。

  2025年，全国部分海上区域100米高度年平均风功率密度为537.5W/m2。从空间分布(图1.6)看，除渤海海域外，其他大部海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。

  2025年，全国陆地140米高度年平均风速约为5.1m/s。从空间分布(图1.7)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、宁夏中部、山西局部等地年平均风速大于7.0m/s，其中，东北地区西部和东北部、内蒙古中部和东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原部分地区年平均风速达8.0m/s以上。

  2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风速约为8.0m/s。从空间分布(图1.7)看，渤海、黄海海域年平均风速可达7.0m/s，东海海域可达8.0m/s，南海和台湾海峡海域可达9.0m/s。

  2025年，全国陆地140米高度年平均风功率密度为202.3W/m2。从空间分布(图1.10)看，东北大部、内蒙古大部、华北北部和沿海、华东沿海、青藏高原局部、新疆北部和东部、广西南部等地年平均风功率密度一般超过300W/m2。其中，黑龙江西部和东部、吉林西部、内蒙古大部、青藏高原的山脊地区等地超过400W/m2。全国别的地方年平均风功率密度一般低于300W/m2，其中中部和东部平原地区及新疆的盆地区域低于200W/m2。

  2025年，全国部分海上区域140米高度年平均风功率密度为576.8W/m2。从空间分布(图1.10)看，大部分海域年平均风功率密度均可达500W/m2以上。

  从全国平均年水平面总辐照量年际变化(图2.1)能够准确的看出，2025年全国太阳能资源总体为偏小年景。全国平均年水平面总辐照量为1495.7kWh/m2，较近30年平均值偏小25.1kWh/m2,较近10年平均值偏小21.2kWh/m2,较2024年偏小16.1kWh/m2。

  全国太阳能资源地区性差异较大，呈现西部地区大于中东部地区，高原、少雨干燥地区大平原、多雨高湿地区小的特点(图2.2)。根据我们国家太阳能资源总量等级划分标准《太阳能资源等级总辐射》(GB/T31155-2014)，2025年，西藏大部、青海中北部、四川西部等地年水平面总辐照量超过1750kWh/m2，为太阳能资源最丰富区;新疆、西藏东部、内蒙古大部、西北地区中西部、华北大部、西南地区西部、东北西部、华东中南部等地年水平面总辐照量1400~1750kWh/m2，为太阳能资源很丰富区;东北大部、西北地区东南部、华中大部、华东中部、华南等地年水平面总辐照量1050~1400kWh/m2，为太阳能资源丰富区;西南地区东部、华中西部等地全国年水平面总辐照量小于1050kWh/m2，为太阳能资源一般区。各省(区、市)2025年水平面总辐照量统计结果详见图2.3。

  与近30 年相比，西部和东北地区较常年偏小、中东部大部地区较常年偏大（图2.4）。

  (1)偏小情况:新疆中南部、西藏北部和东部、西北地区大部、内蒙古大部、东北地区大部、西南地区西部、华南南部等地偏小;新疆南部、西藏东部、青海东部、宁夏、内蒙古中部及东北部、黑龙江东部、吉林东部、云南南部、四川西部、广西南部、海南等地明显偏小;云南大部、四川南部、西藏东部、甘肃东南部、宁夏北部、陕西中部、内蒙古中部及东北部等地异常偏小。

  (2)偏大情况:西北地区东南部、华北南部、华中大部、华东大部、华南北部、西南地区中东部等地偏大;华北南部、陕西南部、华中、华东、华南北部等地明显偏大;贵州东部、重庆、四川东部、华东中南部、华中南部、河南南部、陕西南部、广西北部、广东北部等地异常偏大。

  固定式光伏发电可利用的太阳能资源是光伏组件按照最佳倾角放置时能够接收的太阳总辐照量(简称“最佳斜面总辐照量”)。根据目前国内的设计经验，按照83%的总体系统效率，计算出固定式光伏电站的首年利用小时数。图2.5为全国固定式光伏发电最佳倾角(年发电量最大时对应的倾角)空间分布。

  2025年，全国平均的年最佳斜面总辐照量为1742.2kWh/m2，固定式光伏电站首年利用小时数为1393.8小时，其空间分布与水平面总辐射基本一致，总体上呈现西部地区大于中东部地区，高原、少雨干燥地区大，平原、多雨高湿地区小的特点(图2.6、图2.7)。除四川东部、重庆、贵州中北部、湖南西部、湖北西南部、广西北部等地外，全国大部分地区最佳斜面总辐照量超过1200kWh/m2，首年利用小时数在900小时之后，其中，新疆中东部、青海、甘肃中北部、内蒙古大部、西藏大部、四川西部、东北西部、华北北部等地最佳斜面总辐照量超过1800kWh/m2，首年利用小时数在1400小时之后;四川东部、重庆、贵州中北部、湖南西部、湖北西南部、广西北部等地在1200kWh/m2以下，首年利用小时数一般低于900

  小时。各省(区、市)2025年固定式光伏发电最佳斜面年总辐照量统计结果详见图2.8。相比之下，2025年全国平均年最佳斜面总辐照量较近30年平均值偏小36.7kWh/m2，较近10年平均值偏小30.4kWh/m2，较2024年偏小43.4kWh/m2;2025年全国平均的固定式光伏电站首年利用小时数较近30年平均值偏少29.4小时，较近10年平均值偏少24.3小时，较2024年偏少34.7小时。从最佳斜面总辐照量的距平空间分布来看，西部和东北大部地区较常年偏小，中东部大部地区较常年偏大(图2.9)。

  现阶段，在相同条件下，新能源发电工程配套储能以磷酸铁锂电池方案整体经济性较为优异。因此，基本方案采用磷酸铁锂电池方案（即电化学储能），交流侧接入电站35kV母线侧。

  配套储能以多个标准电池储能单元组成，1套电池储能单元对应1套PCS单元。电芯采用0.5C磷酸铁锂电芯，配套PCS（0.5C）系统和能量管理系统。每套电池储能单元与配套的电池控制柜、汇流柜、消防及暖通系统集成安装于一个预制电池集装箱中，由厂家成套提供；每个PCS单元包含1台变流器，一台35kV/0.4kV干式变压器，与配套的环网柜、配电箱、保护柜、消防及暖通系统等集成安装于一个预制变流升压箱中，由PCS厂家成套提供。

  新能源配套储能工程基本方案造价标准值以基本方案造价为基础，指标值为0.82元/Wh，详见表1。

  新能源配套储能工程建设价格调整值按照模块条件在基本方案造价标准值指标基础上进行增减。调整模块最重要的包含磷酸铁锂电芯、全钒液流电芯和铁铬液流电芯等，详见附表D新能源配套储能工程建设价格调整值及典型案例说明。

  新型储能装机较2024年底增长84%。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展。

  分地域来看，华北地区装机占比最大。华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%，华东地区占14.4%，南方地区占13.1%，华中地区占11.1%，东北地区占0.7%。过去一年里，华北、西北为新型储能主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%、31.6%。

  分省份来看，新疆、内蒙古等省区发展迅速。受电力需求稳步增长、新能源加快速度进行发展及有力政策支持等多重驱动，新疆、内蒙古、云南、河北、山东等省区新型储能发展迅速，新增装机分别为1023万千瓦、1003万千瓦、613万千瓦、569万千瓦、404万千瓦。累计装机规模排名前3的省份分别为：内蒙古2026万千瓦，新疆1880万千瓦，山东1121万千瓦，河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东等8省区装机规模超500万千瓦。

  （一）2025年全国31省（市、区）新型储能装机容量规模、排名、占比与市场集中度数据统计

  （二）2024年全国31省（市、区）新型储能装机容量规模、排名、占比与市场集中度数据统计

  （三）、2023年全国31省（市、区）新型储能装机容量规模、排名、占比与市场集中度数据统计

  2025年平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。

  截至2025年底，电化学储能平均储能时长2.53h，较2024年提高约0.25h。总的来看，长时储能项目逐渐增多，截至2025年底，储能时长为2h的电化学储能总功率72.67GW、占比66.49%,总能量145.60 GWh、占比52.71%;4h及以上储能累计投运总功率占比28.42%、同比增长12个百分点，总能量占比4536%、同比增长15个百分点。

  从应用场景看，独立储能主要储能时长为2h，占独立储能总功率的71.86%、占独立储能总能量的57.03%;新能源配储主要储能时长为2h、4h，合计占新能源配储总功率的90.24%、占新能源配储总能量的94.17%;火电配储主要储能时长为1h及以下，占火电配储总功率的97.89%、占火电配储总能量的94.56%;工商业配储主要储能时长为2h及以上，合计占工商业配储总功率的99.27%、占工商业配储总能量的99.68%.

  从单站规模来看，10万千瓦以上的大型化发展的新趋势明显。截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点；4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点。

  从应用场景来看，独立储能占比提升。2025年，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。

  从技术路线来看，锂离子电池储能仍占主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等装机占比合计3.9%。

  锂离子电池仍占据已投运电化学储能技术应用主导地位，截至2025年底，累计投运的锂离子电池项目总能量270.00GWh、占比97.75%(锂离子项目中99.96%为磷酸铁锂),其次为液流电池(1.10%)、铅酸/铅炭电池(0.90%)、钠离子电池(0.10%)

  2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。其中，国家电网、南方电网经营区新型储能等效利用小时数分别为1175小时、1294小时。新型储能灵活调节能力日益凸显，在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强。

  电化学储能运作情况相较2024年有较大提升，2025年均运行小时数1940h，比2024年提高约291h;年均利用小时数1084h，比2024年提升约173h;年均等效充放电次数248次(相当于每1.5天完成一次完整充放电)，比2024年提升约27次;平均利用率指数49%，比2024年提升8个

  2025年，电网企业新增总装机0.55GW、占比1.17%,五大发电集团新增总装机6.32GW、占比13.41%，别的企业单位新增总装机40.28GW、占比85.42%。

  截至2025年底，电网企业累计投运总装机1.83GW、占比1.67%，五大发电集团累计投运总装机21.44GW、占比19.62%,别的企业单位累计投运总装机86.02GW、占比78.71%。

  目录《中国新型储能市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）》