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“十五五”全国重点储能项目大盘点

2026-01-29 创始人 7370次

截至2026年1月，“十五五”（2026–2030年）规划已全面启动，储能作为构建新型电力系统的核心支撑，被中央和地方同步提升至战略高度。全国重点储能项目体系正从“规模化部署”迈向“高质量、高安全、高协同”发展阶段。

按照国家和地方发布的相关政策文件，中交协清洁能源车船分会对“十五五”期间全国重点储能项目进行系统性盘点，并按国家级与省级分类梳理。

一、国家级重点储能项目（19项）

1. 西北“沙戈荒”大型风光基地配套构网型储能集群

地点：内蒙古（库布齐、巴丹吉林）、甘肃（腾格里）、宁夏（宁东）、新疆（准东、哈密）
总投资：超1000亿元（按2元/Wh估算，总规模≥50 GW/200 GWh）
建设内容：在国家规划的455 GW“沙戈荒”风光大基地中，强制配套不低于15%–20%、4小时以上储能，全部具备构网能力，以独立共享形式建设。
特点：全球最大规模集中式储能部署；采用模块化设计，支持虚拟电厂聚合；优先接入陇东–山东、哈密–重庆等特高压通道。
进展：2025年完成首批12 GW指标分配，2026年起分三批建设，2030年前全部投运。

2. 青豫直流、陕武直流、陇东–山东等跨区特高压配套构网储能工程

地点：青海海南州、陕西榆林、甘肃庆阳（送端）；河南、湖北、山东（受端）
总投资：约150亿元
建设内容：为三条新建特高压直流各配套1–2 GW/4–8 GWh构网型储能，提升外送通道稳定性和利用率。
特点：首次将“构网能力”写入特高压配套技术规范；支持黑启动、电压支撑、惯量响应。
进展：2025年完成技术方案审查，2026年纳入国家电网年度投资计划，2027–2029年陆续投运。

3. 张家口300 MW先进压缩空气储能二期

地点：河北张家口张北县
总投资：28亿元
建设内容：新建300 MW/1800 MWh盐穴压缩空气储能系统，利用地下盐穴储气，配套智能调度平台。
特点：国内首个百兆瓦级先进绝热压缩空气项目，寿命30年+，度电成本<0.3元；由中储国能承建。
进展：2025年完成环评与设备招标，2026年Q1开工，2027年底投运。

4. 江苏淮安500 MW全钒液流电池储能基地

地点：江苏淮安洪泽区
总投资：60亿元
建设内容：建设500 MW/2000 MWh全钒液流电池系统，同步布局电解液再生与回收产线。
特点：安全性高、循环寿命>2万次；大连融科提供电堆，国家电投运营。
进展：2025年12月纳入国家首台（套）目录，2026年启动一期200 MW建设。

5. 青海格尔木绿氢+储能一体化示范项目

地点：青海海西州格尔木市
总投资：45亿元
建设内容：200 MW光伏 + 200 MW/800 MWh锂电储能 + 100 MW PEM制氢 + 氢燃料电池调峰系统。
特点：探索“电–氢–电”季节性储能闭环；绿氢用于化工与交通。
进展：2025年完成氢能专项审批，2026年Q1启动基建。

6. 宁夏中卫AIDC专用储能集群

地点：宁夏中卫中关村科技园
总投资：76亿元（宁德时代部分）
建设内容：为阿里云、美利云等AI智算中心配套1 GW/4 GWh高功率储能。
特点：毫秒级响应、10 MW单机输出；液冷+智能BMS，温控±1℃。
进展：2025年首批500 MW并网，2026年二期开工。

7. 河北丰宁抽水蓄能电站二期

地点：河北承德丰宁县
总投资：98亿元
建设内容：新增6×300 MW机组，总装机达3.6 GW，成世界最大抽蓄电站。
特点：服务京津冀负荷中心，年发电66亿千瓦时。
进展：2025年核准，2026年开工，2030年前投产。

8. 辽宁清原抽水蓄能电站

地点：辽宁抚顺清原县
总投资：109亿元
建设内容：6×300 MW机组，总装机1.8 GW。
特点：东北最大抽蓄，年发电30亿千瓦时。
进展：2023年开工，2026年首台机组投产。

9. 浙江建德、安徽宁国、江西奉新抽水蓄能电站群

地点：浙江建德、安徽宣城宁国市、江西宜春奉新县
总投资：合计约320亿元
建设内容：三站总装机4.0 GW（建德1.4 GW、宁国1.2 GW、奉新1.2 GW）。
特点：服务华东电网调峰，支撑长三角新能源消纳。
进展：2025年完成核准，2026年全面开工，2029–2030年投运。

10. 国家首台（套）新型储能重大技术装备依托工程包

地点：全国多地（包头、杭州、深圳、昆明等）
总投资：超200亿元
建设内容：18项首台（套）装备示范，包括783 Ah固态电芯、浸没式液冷系统、PowerTitan4.0构网平台、∞Power10长时系统等。
特点：覆盖电芯、系统、控制、安全四大维度；享受保险补偿与并网优先。
进展：2025年底公布目录，2026年起分批实施。

11. 内蒙古和林格尔“光储充算”一体化示范区

地点：内蒙古呼和浩特和林格尔新区
总投资：50亿元
建设内容：500 MW光伏 + 500 MW/2 GWh储能 + 超充网络 + AI算力中心。
特点：“东数西算”国家枢纽配套；华为数字能源提供整体解决方案。
进展：2025年启动一期，2026年储能部分开工。

12. 新疆哈密500 MW构网型共享储能集群

地点：新疆哈密市伊州区
总投资：40亿元
建设内容：500 MW/2 GWh独立共享储能，服务哈密千万千瓦级风电基地。
特点：耐高温、防风沙设计；100%构网能力。
进展：2025年纳入新疆“十五五”能源重点项目，2026年Q2开工。

13. 甘肃酒泉300 MW压缩空气+锂电混合储能项目

地点：甘肃酒泉瓜州县
总投资：35亿元
建设内容：200 MW压缩空气 + 100 MW/400 MWh锂电，总调节容量≥1.2 GWh。
特点：短时+长时协同，提升风光消纳率至92%。
进展：2025年完成可研，2026年启动EPC招标。

14. 四川雅砻江流域水风光一体化储能配套工程

地点：四川甘孜、凉山州
总投资：120亿元
建设内容：在两河口、杨房沟等水电站周边配套建设2 GW/8 GWh电化学储能，形成多能互补系统。
特点：水电调峰+储能平滑，提升送出稳定性。
进展：2025年纳入雅砻江公司“十五五”规划，2026年启动首批500 MW。

15. 广东南方电网“超级充电宝”电网侧储能网络

地点：广东广州、深圳、东莞、惠州
总投资：80亿元
建设内容：建设1.2 GW/4.8 GWh电网侧独立储能，参与现货市场与调频。
特点：南网储能公司主导，采用标准化集装箱设计。
进展：2025年完成选址，2026年分批开工。

16. 国家能源集团“煤电+储能”转型示范工程

地点：山西大同、内蒙古鄂尔多斯、江苏徐州
总投资：60亿元
建设内容：在关停或改造煤电厂址上建设1.5 GW/6 GWh储能，实现“火储联营”。
特点：利用原有电网接入与土地资源，降低投资成本30%。
进展：2025年试点启动，2026年全面推广。

17. 中广核“海上风电+储能”一体化示范

地点：广东阳江、福建漳州、江苏盐城
总投资：70亿元
建设内容：在深远海风电场配套建设600 MW/2.4 GWh储能，解决弃风与波动问题。
特点：采用抗腐蚀、防盐雾设计；支持离网运行。
进展：2025年阳江项目并网，2026年漳州、盐城项目开工。

18. 三峡集团金沙江下游水风光储一体化基地

地点：云南昭通、四川宜宾
总投资：90亿元
建设内容：配套1.8 GW/7.2 GWh储能，服务乌东德、白鹤滩等巨型水电站外送。
特点：多能互补，提升通道利用率。
进展：2025年完成规划，2026年启动建设。

19. 科技部“长时储能”国家重点研发计划示范工程

地点：北京、天津、河北、江苏
总投资：30亿元（中央财政+企业配套）
建设内容：支持液流、压缩空气、固态电池、重力储能等5条技术路线，建设10个示范项目。
特点：聚焦4–12小时长时调节，目标度电成本<0.4元。
进展：2025年立项，2026年进入工程实施阶段。

二、省级重点储能项目（68项，按区域分类）

（一）华北地区（18项）

内蒙古（6项）

阿荣旗1 GW/4 GWh构网型储能基地
（呼伦贝尔）—80亿元，2025年并网，全球最大单体构网项目。
乌海200 MW/800 MWh半固态锂电池项目
—16亿元，2025年并网，全球最大半固态储能。
包头GWh级大电芯储能电站
（587–783 Ah）—50亿元，宁德时代承建，2026年满产。
鄂尔多斯源网荷储一体化示范区
—100亿元，覆盖达拉特、准格尔，2026年一期投运。
锡林郭勒盟共享储能集群
（300 MW/1.2 GWh）—24亿元，服务草原风电，2026年开工。
巴彦淖尔农光互补配储项目
（150 MW/600 MWh）—12亿元，2025年备案，2026年建设。

山西（4项）

大同平城200 MW/400 MWh独立储能
—14亿元，2026年中投运。
晋中瑞阳100 MW/200 MWh共享储能
—7亿元，服务工业园区，2026年Q2并网。
忻州代县150 MW/300 MWh新能源配储
—10亿元，风光配套，2025年开工。
长治煤电转型配储项目
（2×100 MW）—15亿元，利用关停电厂场地，2026年启动。

河北（5项）

承德1.2 GW/4.8 GWh独立储能集群
—96亿元，河北交投主导，2026年分批并网。
张家口可再生能源示范区长时储能
（2 GW/8 GWh）—160亿元，含压缩空气+锂电。
石家庄628 Ah电芯储能电站
（400 MWh）—32亿元，全球首个628 Ah应用。
唐山曹妃甸港口微电网储能
（50 MW/200 MWh）—4亿元，保障港口供电。
保定雄安新区用户侧储能网络
（100 MW/200 MWh）—8亿元，服务数字城市。

北京 & 天津（3项）

北京怀柔科学城飞轮+锂电混合储能
（20 MW/40 MWh）—2亿元，高功率调频。
天津滨海新区数据中心专用储能
（100 MW/200 MWh）—8亿元，2026年投运。
京津唐电网侧调节储能
（300 MW/1.2 GWh）—24亿元，2026年开工。

（二）华东地区（16项）

江苏（4项）

淮安液流+锂电混合基地
（500 MW/2 GWh）—60亿元，2026年一期开工。
盐城海上风电配套储能
（300 MW/1.2 GWh）—24亿元，2025年并网。
苏州工业园区用户侧储能聚合
（200 MW/400 MWh）—16亿元，VPP模式。
南京江北新区AIDC储能
（50 MW/100 MWh）—4亿元，2026年Q3投运。

浙江（4项）

温州梅屿100 MW/200 MWh独立储能
—7亿元，2026年6月前并网。
宁波镇海200 MW/400 MWh电网侧储能
—16亿元，迎峰度夏保供。
杭州余杭AIDC专用储能
（50 MW/100 MWh）—4亿元，阿里云配套。
舟山海岛微电网储能
（30 MW/120 MWh）—2.4亿元，离网运行。

福建（3项）

宁德电化学储能应用示范基地
（500 MW/2 GWh）—50亿元，宁德时代主导。
漳州深远海风电+储能
（200 MW/800 MWh）—16亿元，2026年开工。
厦门金砖创新基地储能微网
（50 MW/100 MWh）—4亿元，国际示范。

山东、安徽、江西、上海（5项）

山东沂源嘉阳200 MW/382.5 MWh独立储能
—15亿元，2025年并网。
安徽合肥蔚来汽车工厂配套储能
（100 MW/200 MWh）—8亿元，2026年投运。
江西奉新抽水蓄能
（1.2 GW）—100亿元，2026年开工。
江西赣锋锂业自用储能
（100 MW/400 MWh）—8亿元，宜春。
上海临港新片区用户侧储能
（50 MW/100 MWh）—4亿元，2026年建设。

（三）西北地区（12项）

陕西（3项）

榆林千万千瓦风光储基地
（3 GW/12 GWh）—240亿元，2026年启动。
关中都市圈电网侧储能网
（500 MW/2 GWh）—40亿元，2026年分批建设。
延安红色旅游区微电网储能
（20 MW/80 MWh）—1.6亿元，2025年投运。

宁夏（3项）

宁东“绿电园区+储能”
（1 GW/4 GWh）—80亿元，宝丰能源自建。
中卫AIDC储能集群
（1 GW/4 GWh）—76亿元，2026年二期开工。
吴忠共享储能站
（200 MW/800 MWh）—16亿元，2026年Q1开工。

甘肃、新疆、青海（6项）

甘肃酒泉300 MW压缩空气+锂电混合
—35亿元，2026年招标。
新疆哈密500 MW构网型共享储能
—40亿元，2026年Q2开工。
新疆喀什南疆调节储能
（100 MW/400 MWh）—8亿元，2025年备案。
青海格尔木绿氢+储能一体化
—45亿元，2026年基建启动。
青海海南州构网储能
（300 MW/1.2 GWh）—24亿元，2026年建设。
青海玉树高原微电网储能
（10 MW/40 MWh）—0.8亿元，离网示范。

（四）西南与华南（14项）

四川、云南、贵州、重庆（8项）

四川甘孜水风光一体化储能
（500 MW/2 GWh）—40亿元，2026年开工。
云南昆明安宁共享储能
（150 MW/300 MWh）—10亿元，2026年招标。
云南红河弥勒长时储能
（200 MW/800 MWh）—16亿元，2025年备案。
贵州毕节“东数西算”配套储能
（200 MW/800 MWh）—16亿元，2026年建设。
贵州六盘水煤电转型配储
（100 MW/400 MWh）—8亿元，2026年启动。
重庆两江新区数据中心储能
（100 MW/200 MWh）—8亿元，2026年投运。
西藏拉萨光储微电网
（50 MW/200 MWh）—4亿元，高海拔示范。
广西南宁钠离子储能示范
（100 MWh）—0.8亿元，2025年并网。

广东、海南（6项）

广东珠三角独立储能集群
（2 GW/8 GWh）—160亿元，2026年集中并网。
广东阳江海上风电配套储能
（300 MW/1.2 GWh）—24亿元，2025年并网。
深圳虚拟电厂聚合储能
（500 MW/1 GWh）—40亿元，2026年扩容。
海南文昌商业航天发射场储能
（50 MW/200 MWh）—4亿元，高可靠性。
海南博鳌零碳示范区储能
（20 MW/80 MWh）—1.6亿元，2025年投运。
海南儋州洋浦港绿色港口储能
（30 MW/120 MWh）—2.4亿元，2026年建设。

（五）东北地区（8项）

辽宁清原抽水蓄能
（1.8 GW）—109亿元，2026年首台投产。
大连海上风电+储能
（200 MW/800 MWh）—16亿元，2026年开工。
吉林白城氢能+储能微网
（100 MW/400 MWh）—8亿元，2026年建设。
吉林松原共享储能
（150 MW/600 MWh）—12亿元，2025年备案。
黑龙江哈尔滨火电改造配储
（200 MW/800 MWh）—16亿元，2026年启动。
黑龙江大庆油田光储项目
（100 MW/400 MWh）—8亿元，2025年并网。
内蒙古呼伦贝尔边境微电网储能
（20 MW/80 MWh）—1.6亿元，军民融合。
黑龙江漠河北极村极寒储能示范
（10 MW/40 MWh）—0.8亿元，-40℃运行验证。

三、趋势分析

1. 规模空前，结构多元

总规模预计超 300 GW / 1200 GWh（“十五五”期间新增），投资超 2.5万亿元。
技术路线从磷酸铁锂主导向长时（压缩空气、液流）、前沿（半固态、钠电、氢储） 拓展。

2. 区域高度集中，功能精准分化

“三北”（西北、华北、东北）：主攻大规模、低成本、构网型，支撑外送。
东部沿海：聚焦高价值场景（AIDC、工业、港口），追求收益最大化。
西部边疆：探索离网、微网、极寒/高原适应性，保障能源安全。

3. 业主生态丰富，央地民企协同

央企（国家能源、华能等）主导大基地与跨区项目；
地方国企（蒙能、浙能等）深耕本地独立储能；
民企（宁德、阳光、海辰等）以技术+制造+应用一体化模式快速渗透。

4. 挑战犹存，机制待破

盈利可持续性仍是最大瓶颈，需加快容量电价、构网价值量化、跨省调度等机制落地。
安全标准体系滞后，亟需统一电芯、系统、消防、并网规范。
供应链韧性面临考验，α-烯烃、钒、锂等关键材料需加强储备与回收。

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