国家能源局日前发布《中国新型储能发展报告（2026）》（以下简称《报告》）显示，截至2025年底，全国新型储能累计装机规模1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长84.3%。新型储能已经成为新型电力系统的关键支撑力量和国家能源战略的重要支柱产业。

“政策体系的持续完善是新兴产业行稳致远的根本保障。”电力规划设计总院副院长张健说。《报告》指出，国家按照“先顶层设计，后专项政策，梯次推进”的思路，构建起覆盖全面、衔接有序、协同发力的政策体系，走出了一条符合新兴产业发展规律的制度创新之路。

为全面贯彻新发展理念，落实“双碳”目标，促进能源绿色低碳转型发展，推动新型储能快速发展，“十四五”初期，国家有关部门印发《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》等，首次明确新型储能发展目标。为进一步培育能源领域新质生产力，2025年印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》进一步锚定阶段性发展目标，形成了从顶层设计到落地实施的全链条政策闭环。

与此同时，全国统一电力市场体系加快建设，《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》标志着新型储能发展正从政策驱动加速转向市场引导，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》首次在国家层面建立电网侧独立储能容量电价机制，新型储能发展加速由政策驱动转向市场化发展驱动。在顶层设计的引领下，地方层面的机制创新同样多点突破，为新型储能通过市场获取合理收益开辟了多元通道，行业内生发展动力显著增强。

张健介绍，在政策、市场双重驱动下，我国新型储能产业在“十四五”时期实现了从商业化应用初期到规模化发展阶段的跨越，截至2025年底，全国新型储能累计装机规模约占全球50%，已超过抽水蓄能成为第一大调节性资源。

规模增长的同时，新型储能利用水平逐年改善，在电力保供、新能源消纳、电网安全等领域的多重价值持续释放。2025年全国储能平均利用小时数达1195小时，较2024年提升超20%。2025年迎峰度夏期间，全国超过20个省级电网负荷创新高，多个省份新型储能最大顶峰功率接近统调新型储能放电功率，占比超90%，大幅提升电力保供能力。2025年储能消纳新能源电量超300亿千瓦时，促进新能源利用率提升约2个百分点。

产业规模跨越式增长，离不开完整产业链坚实支撑与核心技术持续突破。《报告》提出，我国新型储能技术创新从单一突破转向体系化布局，为新型电力系统构建提供了全周期技术保障。锂离子电池储能继续保持主导地位，电芯容量、能量密度、循环寿命、安全性能等方面快速迭代升级。压缩空气储能实现30万千瓦级商业化运行，全钒液流电池储能逐步形成从材料、部件到集成的自主知识产权体系，钠离子电池储能实现10万千瓦时级大规模示范应用，构网型储能技术加速渗透。

值得注意的是，《报告》将长时储能列为“十五五”核心发展方向，数据显示，截至2025年底，全国4小时及以上储能装机占比同比提升12.1个百分点，西北风光大基地率先规模化布局，但产业化发展仍存在短板。全钒液流、压缩空气储能等长时储能项目初始投资门槛较高，市场资本参与意愿偏弱；同时长时储能专项扶持政策供给不足，长时储能的系统效率偏低，能量损耗推高充电成本，叠加持续上涨的系统运行费，导致项目收益被压缩；此外隔膜、大功率压缩机等核心装备规模化量产不足，规模降本效应未能充分释放，进一步制约项目经济性。

中关村储能产业技术联盟理事长陈海生建议，针对长时储能投资高、配套不足、经济性偏弱等问题分类施策。结合风光大基地、分布式、废弃资源场地匹配不同长时技术路线；加大核心装备技术攻关，推动隔膜、大功率压缩机量产降本；研究出台长时储能专项政策，提升资本投资意愿。