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新型储能2026年中回顾：多元技术竞速格局形成，市场化改革步入深水区

中国能源产业发展网发布时间：

2026-07-03 20:15

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年行至年中，中国新型储能产业延续高景气态势。据国家能源局最新统计，截至6月底，全国已投运新型储能项目累计装机规模突破180GW，较2025年底净增约25GW，提前超额完成"十四五"规划中150GW的装机目标。上半年新增装机约35GW，同比增长42%，延续了2022年以来的爆发式增长曲线。在政策托底、技术进步与市场需求三重驱动下，新型储能已从电力系统的"可选项"升级为"必选项"。

从技术路线格局来看，"锂电池主导、多技术并进"的态势进一步强化。磷酸铁锂电池储能凭借成熟供应链和持续降本优势，上半年新增装机占比仍维持在83%左右，系统成本已下探至0.75—0.90元/Wh区间，300Ah以上大容量电芯实现规模化出货，单个20尺集装箱储能系统容量突破5MWh。值得关注的是，行业头部企业已将循环寿命推升至12000次以上，度电成本（LCOS）降至0.18—0.25元/kWh，在部分场景已具备优于抽水蓄能的经济性。

液流电池在2026年上半年迎来关键突破。全钒液流电池新增装机约1.5GW，累计装机突破8GW，市场份额从2025年的不足3%跃升至约5%。大连融科、北京普能等龙头企业产能扩张显著，国内液流电池产能已突破25GW/年。技术层面，电堆效率突破87%，系统集成效率超78%，系统成本降至2.2—2.8元/Wh，叠加国家能源局将4小时以上液流电池项目纳入长时储能重点推广目录并给予容量补贴，液流电池在新能源大基地配套、电网侧调峰等长时场景的商业化前景愈发明朗。

钠离子电池储能则在2026年上半年正式迈入GW级时代。上半年新增装机约0.8GW，累计装机超4GW。宁德时代、中科海钠、比亚迪等企业加速产能布局，国内钠离子电池产能已达12GW/年。在成本端，系统成本降至0.65—0.85元/Wh，较磷酸铁锂电池低约15%—20%，在低温性能（-40℃可正常放电）和快充能力方面展现出差异化优势。江苏100MW/200MWh钠离子电池储能电站的投运，标志着钠电储能从示范验证走向工程化应用。

政策层面，2026年上半年出台的多项重磅文件为产业发展注入了强心剂。3月，国家发改委、国家能源局联合发布《新型储能发展实施方案（2026—2030年）》，明确到2030年新型储能装机达300GW，首次提出"技术自主化、场景多元化、市场规范化"三大战略目标。同月出台的《关于进一步完善抽水蓄能及新型储能电价政策的通知》，创新性地建立了"容量电价+电量电价"的双轨收益机制，保障储能项目合理收益水平（内部收益率6%—8%）。5月发布的《新型储能项目安全管理办法（2026年版）》则从选址、设计、建设到运维全流程强化安全监管，推动行业从"野蛮生长"走向"规范发展"。

从市场结构看，独立储能（电网侧）和工商业用户侧储能成为上半年增长最快的两大板块。独立储能新增装机约12GW，占比34%；工商业储能新增装机约10GW，占比29%，较2025年同期增长超60%。分时电价政策深化、电力现货市场试点扩容以及钢铁、化工等高耗能行业脱碳需求共振，推动工商业储能从"锦上添花"变为"刚需配置"。

展望下半年，新型储能产业将进入"存量优化+增量突破"的新阶段。锂电池储能将围绕大容量电芯标准化、系统安全冗余设计展开新一轮技术竞赛；液流电池和钠离子电池有望在特定场景实现规模化替代；压缩空气储能和飞轮储能等新技术路线将在示范项目中加速验证。与此同时，电力市场化改革的深入推进将考验储能项目的盈利模型——独立储能参与现货市场、辅助服务市场、容量市场的多元收益组合能否跑通，将是决定产业下半场节奏的关键变量。可以预见，2026年将成为中国新型储能从"政策驱动"迈向"市场驱动"的转折之年。

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

马行川