2025年底我国新型储能装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，电化学储能占比98.5%，但新能源利用率已跌破95%，午间光伏弃电占弃能总量超70%——“十五五”末3亿千瓦的装机目标既是规模翻倍的硬任务，更是从“规模扩张”走向“价值实现”的系统性转型。这份报告系统研判了储能在新型电力系统中的定位、技术路线选型与典型应用场景，揭示了锂电池储能继续担当主力、构网型和长时储能加速突破的格局。

截至2025年底，我国风电累计装机6.4亿千瓦、太阳能12.0亿千瓦，合计约占全国电源装机总容量的47.3%。但2025年全年新能源上网电量约2.30万亿千瓦时，仅占总发电量的23.4%——“高装机、低电量”意味着大量装机容量并未转化为等效电量贡献。预计2030年全社会上网电量达13万亿千瓦时、新能源装机约28亿千瓦、新能源电量约3.4万亿千瓦时，占全社会用电量比重将超26%。
新能源发电出力时空分布极度不均衡，反调峰系数目前约为30%-50%，电力系统面临“又缺又弃”的两难困境。新能源利用率已跌破95%，西藏光伏利用率仅64.9%、青海83.4%、新疆86.3%、甘肃89.6%。午间光伏大发时段弃能占弃能总量超70%，春秋季超2/3，“双聚集”现象更加明显。“十五五”期间午间弃电将从“偶发”转为“必发”。

新型电力系统面临经济-安全-环境“矛盾三角形”的长期挑战。新能源低抗扰、弱支撑特性导致系统“空心化”加剧。常规电源短时过流能力7倍额定电流、惯性时间常数5.8-9.0秒；而新能源短时过流能力仅1.1-1.3倍，直驱风机和光伏不提供惯量。电力系统强度变低，需要有新型主动支撑资源引入。
“保供应、保安全、促消纳”的本质，就是针对新能源各时间尺度波动匹配相应时间尺度的灵活性调节和支撑能力。储能需满足从毫秒级到多日等不同时间尺度的调节要求。当全生命周期度电成本突破0.1元/kWh临界值，储能的角色将从“调峰备用”演变为“能量商品”——从电网的“可选配件”升级为“核心组件”。

截至2025年底，我国新型储能装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，电化学储能占比约98.5%。锂离子电池占据主导地位，全钒液流电池、铅炭电池进入规模化应用初期，钠离子电池步入初步商业应用阶段。截至2026年4月，已投运电化学储能电站2152座。
2025年全年电化学储能平均转换效率89.23%，2026年Q1提升至90%。一个百分点在GWh级别场站中意味着每年数百万元收益差异。可用系数2026年Q1达0.99，表明锂电池储能已从“能运行”跨越到“高可靠运行”。利用率指数从2024年的32%提升至2025年的40%，再到2026年Q1的48%——证明锂电池储能不仅在“装上去”，更在“用起来、用得好”。

过去15年锂电池储能实现长寿命、大容量、高安全、低成本四重进化：寿命从1200次提升至12000+次；电芯从66Ah迈向280Ah/314Ah进而500Ah+规模应用；价格从3.75元/Wh降至0.25元/Wh；电芯材料本质安全化改性极大降低热失控风险。系统级安全防护融合主动与被动安全策略，构筑多维度纵深防御体系。
PCS价格从2.50元/W降至0.10元/W以下，系统效率从95%提升至98.5%以上。功能从跟随型灵活调节升级到电网安稳主动支撑，从250KW单机充放演进到GW级电站智能调控。

截至2025年6月底，在运构网型储能电站42个、装机规模310.8万千瓦（占比4.1%）。构网型储能区别于跟网型储能，具备同步机运行特性，能够主动构建和维持电网电压、频率稳定。部分省份已强制要求构网型技术，但各省规划普遍未对构网型储能的“能力边界”提出量化验证要求。
压缩空气、液流电池等长时储能技术正在加速发展，钠离子电池在低温场景展现独特优势。多元化是趋势，但多元化不等于均衡化——锂电池储能将继续作为“十五五”新型储能的“基本盘”。