国家能源局发布2026新型储能发展报告，全钒液流迎来十五五长时储能发展新机遇

国家能源局近期对外发布《中国新型储能发展报告(2026)》，披露行业关键统计数据：截至2025年末，我国新型储能累计装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增幅84.3%。新型储能已经成长为新型电力系统不可或缺的关键支撑，同时也是落实国家能源战略的支柱型产业，而以全钒液流电池为代表的长时储能技术，被摆在“十五五”产业发展的突出位置。

电力规划设计总院副院长张健表示，完善且持续迭代的政策体系，是储能这一新兴产业健康发展的底层保障。根据《报告》梳理，我国储能产业遵循“先顶层设计，后专项政策，梯次推进落地”的发展思路，搭建起覆盖面广、层级衔接、多方协同的政策制度框架，探索出适配新兴产业成长规律的制度创新路径。

为落地双碳战略目标，推动能源绿色低碳转型，助力新型储能产业起步，“十四五”初期，国家层面相继印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》，首次从国家层面锚定新型储能中长期发展目标。为进一步培育能源领域新质生产力，2025年出台《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》，明确阶段性建设任务，由此构建起从顶层规划到落地执行的全链条政策闭环。

在政策不断完善的同时，全国统一电力市场建设加速推进，驱动行业由政策扶持向市场化运行转型。《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》出台，标志储能产业发展逻辑加速切换;《关于完善发电侧容量电价机制的通知》首次确立国家层面电网侧独立储能容量电价机制，为储能通过容量收益实现商业闭环打通制度通道。在国家顶层设计指引下，各地方持续开展机制创新，拓宽储能多元化收益渠道，行业内生增长动力得到显著增强。

张健指出，在政策与市场双轮驱动之下，国内新型储能在“十四五”完成从商业化初期向规模化发展的跨越。截至2025年底，我国新型储能累计装机约占全球总量的50%，装机体量已经超越抽水蓄能，成为国内电力系统第一大调节资源。

在规模高速扩张之外，储能的实际运行效益同步提升，在电力保供、新能源消纳、电网安全稳定运行等多重场景的价值持续释放。2025年全国新型储能平均利用小时数达到1195小时，相较2024年提升超20%。2025年迎峰度夏期间，国内二十余个省级电网刷新负荷新高，多省份新型储能顶峰出力占统调储能放电功率比重超过90%，极大夯实电网电力保供底盘。全年储能辅助消纳新能源电量突破300亿千瓦时，推动新能源整体利用率提升约2个百分点。

产业的跨越式发展，根植于国内完备的储能产业链基础与持续迭代的技术创新能力。《报告》指出，我国储能技术研发已经从单点技术突破升级为体系化创新布局，为新型电力系统建设提供全周期技术解决方案。锂离子电池依旧维持市场主导地位，电芯容量、能量密度、循环寿命与安全性能持续迭代优化;30万千瓦级压缩空气储能实现商业化投运;全钒液流电池逐步建成涵盖钒电解液、隔膜、电堆、系统集成的自主知识产权完整体系;钠离子电池完成10万千瓦时级大规模示范项目落地;构网型储能技术加速规模化渗透，多条技术路线并行发展格局已经成型。

报告重点提出，长时储能将作为“十五五”时期储能产业核心发展方向。统计数据显示，截至2025年底，国内4小时及以上时长储能装机占比同比提升12.1个百分点，西北风光大基地已经率先开展长时储能规模化布局。但与此同时，包括全钒液流、压缩空气在内的长时储能赛道仍面临诸多产业化现实短板，制约产业进一步放量。

一方面，全钒液流电池等长时储能项目初始投资成本偏高，投资回报周期长，市场资本参与积极性有限;长时储能专项配套政策供给不足;部分长时技术系统效率有待提升，能量损耗抬高充电成本，叠加持续走高的运维成本，挤压项目盈利空间。另一方面，隔膜、大功率压缩机等核心关键装备尚未实现大规模量产，规模降本效应没有充分释放，进一步拖累全钒液流等长时储能项目的经济性，成为产业规模化的主要阻碍。

针对长时储能现存痛点，中关村储能产业技术联盟理事长陈海生给出分类施策的建议。结合风光大基地、分布式场景、废弃工矿场地等不同应用场景，匹配适配的长时储能技术路线，因地制宜推广全钒液流、压缩空气等技术;加大隔膜、大功率压缩机等核心装备攻关力度，推动关键部件量产降本;加快研究出台长时储能专项扶持政策，完善收益机制，提振社会资本投资信心，打通长时储能商业化落地的堵点。