从规模到系统：指引中国电池储能的下一阶段发展

中国储能电池行业正经历一场重大转变，该行业正从政策驱动的产能扩张转向日益市场化的系统集成。 发布日期：2026年7月16日通讯作者：杨碧青 内容 Contents 1.1中国的储能系统规模超过所有其他国家总和71.2中国电池新增量超越其创纪录的太阳能增长9 第二章：面向系统 2.1 中国BESS舰队应用结构正在转变 212.2 利用率正在提升，但共址BESS仍落后于独立系统 22 支持材料 29 方法论 29 致谢 31 关于 截至2025年底，中国在全球电池储能系统（BESS）容量中占比超过一半。随着要求储能设施与可再生能源同步建设的规定逐步取消，该行业正进入更由市场驱动的阶段。本报告研究了中国BESS设施的部署情况，量化了其利用率，并评估了市场改革可能从现有资产中释放出的灵活性。新的市场机制正在出现，用以反映电池为电力系统提供的多种价值，使收益叠加成为中国BESS发展的下一阶段核心。 关键要点 到2026年第一季度，中国累计安装的锂电池储能容量已接近150吉瓦。 中国可再生能源共址储能系统与独立系统相比，2025年的利用率缺口凸显了政策驱动规模扩大的局限性。 通过优化电池利用，仅由大型规模电池储能可转移的可再生发电额外量。 执行摘要 超越吉瓦：中国储能系统转向市场驱动未来 2025年，中国电池储能系统（BESS）总装机容量超过全球其他地区之和。在这项引人注目的增长背后，该国的电池行业正进入新阶段，从快速部署转向有效的市场整合和最大化系统价值。 当2016年国家风电消纳率超过17%时，中国各省市除采取其他措施外，还要求新建可再生能源项目必须配套建设储能设施。这项政策有效帮助控制了消纳率，并推动了该国BESS（电池储能系统）的安装热潮。 然而，电池所能提供的系统价值远超当前市场环境下，同址项目所能实现的水平。作为能源系统的终极多功能工具，电池能够实现可再生能源在时间和空间上的转移，为电网稳定提供关键辅助服务，并在紧急情况下提供支持。 由于它们的运营和财务与母项目的节奏紧密相连，就地部署的储能系统（BESS）的利用率低于独立的系统。相比之下，独立资产可以作为独立的市场实体运行，并直接响应全系统的状况。 两项主要的近期政策加强了这一转变：2025年强制性存储共址的结束以及2026年容量补偿的扩展以包括储能系统（BESS）。这标志着从行政命令向作为该行业新兴驱动力的市场信号的有意转变。 因此，独立式储能系统（BESS）的最新增长速度已显著超过配套项目，与此同时，大型储能系统（BESS）的利用率正开始接近其装机容量的增长。 为推动持续发展，该领域需要多元化的收入来源以反映其真实的系统价值，需要增强收入叠加以确保商业可行性，需要更明确的市场信号来指导规划，以及需要一套针对BESS（储能系统）双向特性的清晰监管框架。 01 可再生能源并网强制要求是中国电池繁荣的核心。 新建风电和光伏项目强制储能配建，在减少中国可再生能源消纳方面发挥了重要作用——从2016年超过17%降至2022年至2024年低于5%，同时快速扩大了电池装机规模。 02 中国储能（BESS）行业正转向市场驱动时代。 随着中国结束其可再生能源BESS（电池储能系统）共建共享的强制性要求，并将容量补偿扩展至储能领域，固定收入模式正逐步取消。取而代之的是新的市场机制，允许收入叠加，尤其是在当前的能源套利尚不足以支撑BESS项目足够强的商业案例的情况下。 03 2022年至2025年，大型电池利用率翻了一番，但同址资产仍相对落后。 政策改革正帮助弥合产能增长与利用率滞后的差距。在这些改革之后，可再生能源协同储能系统（BESS）的利用率从80次增加到199次，而独立系统则从146次增加到299次。由于调度灵活性有限、运营模式僵化以及收入来源受限，协同BESS每年的运行周期仍比独立系统少约100次。 04 填补利用差距对电力系统而言是一个真正的机遇。 若中国新建的固定式储能系统在2025年能匹配独立系统的利用率，则该年可额外转移95 TWh的可再生能源发电量。此外，若所有大型储能系统每年以优化的350次循环运行，则可将额外230 TWh的可再生能源转移到用电高峰时段，相当于为新加坡整个经济体供电五个月。 中国以创纪录的时间建成了全球最大的电池储能舰队——但拥有电池并不等同于能使用它们。中国储能发展的下一阶段将不再由新增多少吉瓦来定义，而是由它们能多好地支持新型电力系统来决定。 刘西蒙 阳光电源集团策略高级经理，TrinaSolar 在主要政策转变的背景下，中国2025年的电池储能容量翻了一番。变化如此之快，现在正是观察这些市场转型如何实际展开的时刻。随着电力系统整合更多可再生能源，电池对中国能源转型的真正价值正变得不可辩驳。确保政策充分认识这一价值，并促进储能项目以叠加收益的方式发展，对于推动超越规模扩张的可持续、长期行业发展至关重要。 能源分析师，亚洲，Ember毕清阳 第一章：从规模 中国快速扩大的电池产业和不断变化的政策环境 2021年至2025年的五年间，中国电池储能系统（BESS）行业经历了快速扩张。这一繁荣景象得益于支持性政策，其中最显著的是强制要求可再生能源项目必须配套储能设施。到2025年底，中国在全球BESS总装机容量中占比超过一半，确立了其在安装领域的领先地位。 在此快速增长的背景下，2026年标志着向更加市场驱动的时代转变的转折点。这一转变是由政策环境发生的根本性变化所驱动，包括一项关键的2025年政策，该政策终止了对可再生能源的存储共建共享强制要求。 然而，随着市场改革的持续和监管的演变，可持续盈利能力仍然是中国储能（BESS）行业面临的核心不确定性。为应对此问题，该行业正积极探索储能项目的更多元化收入来源。与此同时，政策制定者正完善规则，以促进更有效的电力市场参与。 1.1 中国的储能系统规模超过所有其他国家总和 中国的电池储能建设规模全球无出其右。到2026年第一季度，该国已安装155.2吉瓦/400.8吉瓦时的“新能源储能”，其中149.8吉瓦为锂电池。在中国政策背景下， “新型储能”一词指的是不包括抽水蓄能的清洁储能技术。该类别目前主要由电池储能系统（BESS）主导。 2025年全年，中国新增装机电量189.5吉瓦时，一年内总装机容量有效翻了一番。 中国在全球储能系统（BESS）安装中的份额也在不断增加，截至2025年底，其占全球BESS安装容量的比例将超过50%，从2021年的20%以上有所提升。2025年12月，中国安装了187.6吉瓦/654.6吉瓦时的新能源储能，超过了全球第二大市场美国的全年新增容量（为150吉瓦）。 展望未来，中国在2026年5月其“十五五”规划中更新了建设新型能源系统的国家目标。该国现计划于2030年前部署300吉瓦的新能源储能。 此外，新增装机容量持续至2026年初，尽管2025年基础良好，2026年第一季度已显示出同比增长的正增长。 1.2 中国电池新增量已超越其创纪录的太阳能增长 中国的太阳能发电量持续创纪录，新增装机容量逐年加速。2025年，太阳能发电量激增，创下纪录336太瓦时，相当于平均每天增加920.5吉瓦时。 理论上，中国2025年新增的189.5吉瓦时新能源储能容量，将能够覆盖这21%的新增日间太阳能发电量，将其从峰值日间时段转移到白天的其他小时。全球范围内，这一比例达到14%。 这一21%的份额也标志着较往年有所增长。这表明，虽然中国的太阳能发电以创纪录的速度增长，但电池储能在过去几年中扩张得更快。 1.3 共址要求为中国BESS发展提供了首要推动力 除了快速成本降低的影响外，中国BESS的大规模扩张主要由政府政策驱动。 2016年，中国风电消纳率年峰值达17%，部分省份超过40%。为此，中央政府出台了风电和光伏发电的强制性消纳限制，并将储能定位为满足这些目标的关键解决方案。 2017年6月，青海省成为首个要求风电项目安装储能设施的地级单位，设定了总装机容量的10%为强制标准。随后几年，中国大多数省份也采用了类似的配套储能要求。配备配套储能的可再生能源项目获得了更顺畅、优先的电网接入。 2021年，国家政策明确要求发电项目必须自建或购买储能用于调峰。这种设施共建的兴起直接有助于减少弃电，使中国在2022年至2024年间的弃电率保持在5%以下。 然而，这项基于容量的共建场地指令有其局限性。如果没有调整后的收入来源和解决运营限制的方案，这些电池可能会成为可再生能源开发商的负担。 与此同时，在中国更广泛电力市场改革框架下，政府正设计更多市场主导的机制，以支持储能系统（BESS）的扩张，并更好地反映其对电网的价值。例如，国家政策在2021年允许BESS参与辅助服务市场，并在2022年鼓励其参与电力市场。我们将在第1.4章对此进行进一步探讨。 2023年，一项关键政策要求更好地规划和配置储能。2024年，政府放宽了国家消纳目标，允许省级政府放宽并网规则。到2025年，政府正式取消了储能并网（或：储能本地化配置）的强制性要求。 1.4 中国BESS市场向收入叠加模式的转变 电池是能源系统的终极多面手。它们可以平抑供需波动；帮助应对可再生能源消纳问题并提高其调度能力；同时为维持电网稳定和提供应急支持提供关键辅助服务。 因此，BESS应能够接入相应的收入来源以反映其系统价值。其中一些收入来源在不同市场较为普遍，而另一些则更具中国市场的环境特色。 随着风电和光伏的快速并网以及电力市场改革的持续进行，中国BESS（储能系统）的收益模式正从行政定价转向更加市场化的方式。当前的改革也带来了进一步多元化的机遇，并使收益叠加成为可能。 与此同时，这些收入来源中的许多在中国仍处于发展初期。它们尚未成熟到足以有力支撑储能产业发展，也未能充分体现BESS的系统价值。 套利交易 储能项目的主要收入来源之一是能源套利。电池储能系统（BESS）可以通过在电价较低时充电、在电价较高时放电来从中获利。 分时电价改革改变了非计量型储能的收入模式 在中国，BESS项目，尤其是工商业用户的户内BESS项目，历史上一直依赖基于分时电价（TOU）的能源套利。自20世纪80年代以来，中国的分时电价基本上由省级政府设定。对于储能项目而言，这些相对固定的电价使得收入可预测且稳定。然而，这种定价机制正越来越不适应可再生能源集成度更高的系统。 因此，在该轮全国电力市场改革期间，该框架一直在发生变化。2025年12月，中国国家发展和改革委员会（NDRC）及国家能源局（NEA）发布了一份重要文件，确立了中长期电力市场的规则。该文件的其他规则中，要求自2026年3月起取消行政确定的分时电价。 根据国家改革方向，截至2026年6月，中国已有九个省份取消了固定分时电价，另有两个省份处于改革进程的咨询阶段。取而代之的是，分时电价机制正越来越多地受到批发现货市场信号的影响，尽管在电价形成方式和市场参与范围方面，各省份的实施情况存在差异。 更多基于市场的定价机制能够更好地反映系统状况并提供实时价格信号。这使得储能系统能够更准确地响应电网需求，从而让储能通过市场信号实现其系统价值。 独立储能系统参与市场 自2022年起，独立型储能系统参与电力市场的机会在全国范围内正式化。 尽管一些省份先行采取了行动，但中央政府从2022年6月起明确鼓励储能系统（BESS）进入电力市场。该政策还界定了独立储能的法律边界，并鼓励分布式储能系统转为独立储能状态以便在市场进行交易。 值得注意的是，在当前市场改革阶段，仅靠能源套利尚不足以支撑BESS项目强有力的商业案例。 与更成熟的国际市场相比，中国的现货市场价格信号仍然相对较弱。价格上限的管制限制了独立储能系统（BESS）所能获得的套利收益。尽管自2025年2月的136号文件以来，许多省份已经修订了其现货市场规则以扩大这些价格限制，但仅靠能源套利产生的回报仍然不足以满足大多数项目