会议核心观点 - 会议全面总结2025年陕西省能源工作成果，并部署2026年重点任务，旨在推动能源大省向能源强省转变，实现“十五五”良好开局 [1][4] 2025年工作总结 - **能源安全保障**：煤炭“压舱石”作用凸显，油气“七年行动计划”顺利收官，电力保供平稳有序，外送电量突破千亿千瓦时 [3] - **重大项目建设与投资**：能源领域有效投资增长强劲，能源结构向绿向新调整，陕煤榆林化学二期等重大能化项目取得积极进展 [3] - **绿色低碳转型**：可再生能源装机容量历史性超越火电，抽水蓄能产业全面提速，氢能、储能产业稳步发展，煤电节能降碳成效显著 [3] - **产业创新发展**：能源领域新质生产力加速形成，技术装备实现新突破，数智化深度赋能产业生态重塑 [3] - **体制机制改革**：榆林能源革命创新示范区创建稳步推进，电力体制改革持续深化，务实合作成效显著 [3] - **能源民生实事**：清洁取暖扎实推进，分布式光伏加快开发利用，建成一批“光伏+”乡村振兴示范村，充电基础设施加快建设 [3] 2026年工作部署 - **规划引领与区域格局**：高质量编制实施“十五五”能源规划，构建“北稳供给、中强制造、南兴绿能”的区域协同发展新格局 [4] - **能源稳产增产与安全保障**：积极推进煤炭产能建设，推动油气稳产上产和管网优化，完善油气储备体系，提升电力保供水平，推进电网结构升级 [4] - **绿色低碳转型**：持续扩大可再生能源供给，增强新能源消纳与外送能力，拓展电动汽车充电设施网络，加速储能产业发展，强化化石能源清洁高效利用 [4] - **产业创新与动能转换**：全力推进榆林能源革命创新示范区创建，加强能源关键技术攻关与人工智能融合应用，布局绿色氢氨醇等新业态 [4] - **体制机制改革**：推进电力、油气市场改革，深化招投标领域系统治理，强化安全生产管理 [4] - **队伍能力建设**：深化“四个走出去”、“两个联系”工作机制，加强干部能力建设 [4] 行业战略定位与发展方向 - 准确把握能源工业“压舱石”作用的新内涵，抓住能源绿色转型战略机遇，推动能源产业价值跃升 [1] - 充分发挥资源、产业和创新的综合优势，在服务国家能源强国建设中走在前、作示范 [2] - 锚定初步建成新型能源体系的目标，统筹传统产业升级与未来产业培育，掌握发展主动权 [2] - 加快推动能源大省向能源强省转变，持续做强做优现代能源产业集群 [4]

“十五五”能源规划即将出台 - 国家能源局预计于2025年上半年出台“十五五”能源规划，该规划已形成新型能源体系及电力、可再生能源等5个分领域规划 [1][2] - 规划目标为到2030年，非化石能源消费比重达到25%，新能源发电装机比重超过50%并成为电力装机主体 [2] - 为实现非化石能源消费目标，供给侧将坚持风光水核多能并举，推动风电、光伏发电保持平均每年2亿千瓦的增长节奏 [3] - 消费侧将大力推进工业、建筑、交通等重点领域节能降碳，扩大绿电利用规模，提高终端用能电气化水平 [3] 新能源发展模式转向“集成融合发展” - 新能源发展模式将从过去的“单兵作战”转向“集成融合发展”，作为新型能源体系的关键一环，与电源、储能、电网及千行百业深度融合 [1][6] - 集成融合包括新能源与其他能源品种一体化开发的“左右”集成、生产与消费“手拉手”的“前后”集成、产业链“以绿造绿”的“上下”集成 [6] - 该模式旨在降低新能源对单一系统消纳的依赖，提升新能源发展的自主性和市场竞争力 [6][7] - 2025年我国风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模突破18亿千瓦 [6] 推动新能源与产业深度融合的具体举措 - 积极推动“新能源+”模式，创造新的能源生产消费模式，让新能源深入建筑楼宇、交通设施和乡村振兴，打造建筑光伏、交能融合等多元化场景 [7] - 引导钢铁、石化化工、算力设施等高载能产业因地制宜建设新能源发电项目，实现绿色低碳转型 [7] - 推动电解铝、电解水制氢等行业发挥灵活调节能力，适应新能源发电波动性 [7] - 重点扩大可再生能源在燃料、原料、供热制冷等领域的多元化发展和替代，形成绿色氢氨醇综合产业基地、光伏光热一体化供热等新模式 [8] - 此举将为新型储能、氢能制储输用、新能源重卡等相关产业创造广阔市场和新的增长点 [8] 强化新能源消费的制度保障 - 国家能源局将落实可再生能源消费最低比重目标，压实重点用能行业绿色电力消费责任 [5] - 健全绿证交易机制，加强电—碳—证市场协同衔接，积极推动绿证国际互认，以合理体现绿电环境价值 [5] - 由国家能源局牵头编制的《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》拟于近期印发 [5] 行业发展面临的挑战与机遇 - 新能源发展面临电力系统对大规模波动性新能源的实时平衡和消纳能力有待加强、与土地生态协调要求更高等新挑战 [6] - 短期内，企业需进一步挖掘分布式可再生能源（如建筑外墙光伏BIPV）的减碳潜力并降低成本以实现商业化 [9] - 可再生能源的非电利用（如绿色甲醇、可持续航煤）项目落地仍不多，企业需在“十五五”期间加大技术发展、降低成本并探索创造国内需求 [9] - 对于绿电直连模式，企业需综合考虑经济性、效率及进口国对产品碳足迹的要求，科学评估以避免过多额外投资 [9] - 在新型能源体系中，煤电角色需重新定位，未来应通过灵活性改造与清洁化转型，转向提供系统调节服务 [10] - 储能作为解决风光波动性问题的关键，虽目前成本较高，但预计在“十五五”期间将随规模扩大迎来显著发展 [10]

指数表现与资金流向 - 截至2026年1月30日当周，中证新能源指数下跌6.0%，中证光伏产业指数下跌5.4%，国证新能源电池指数下跌3.7%，中证上海环交所碳中和指数下跌1.9% [1] - 尽管相关指数普遍下跌，但部分ETF获得资金净流入，其中储能电池ETF易方达（159566）和光伏ETF易方达（562970）当周分别获得3.3亿元和1.3亿元资金净流入 [1] 指数估值水平 - 截至2026年1月29日，中证新能源指数滚动市盈率为49.3倍，估值分位数为80.1%；国证新能源电池指数滚动市盈率为29.6倍，估值分位数为78.4% [3] - 中证光伏产业指数市净率为2.7倍，估值分位数为52.7%；中证上海环交所碳中和指数滚动市盈率为26.3倍，估值分位数为93.1% [3] 指数历史表现 - 从长期表现看，截至2026年1月30日，国证新能源电池指数自基日以来累计上涨244.0%，年化涨幅12.1%；中证光伏产业指数自基日以来累计上涨218.0%，年化涨幅9.5% [8] - 中证新能源指数自基日以来累计上涨192.8%，年化涨幅8.2%；中证上海环交所碳中和指数自基日以来累计上涨118.7%，年化涨幅9.8% [8] - 近一年表现强劲，国证新能源电池指数上涨63.0%，中证新能源指数上涨56.7%，中证光伏产业指数上涨48.7%，中证上海环交所碳中和指数上涨43.9% [8] 指数构成与产品概况 - 国证新能源电池指数聚焦储能领域，由50只业务涉及电池制造、储能电池逆变器、系统集成、温控消防等领域的公司股票组成 [4] - 中证光伏产业指数聚焦光伏产业链，由50只产业链上、中、下游具有代表性的公司股票组成 [4] - 中证上海环交所碳中和指数聚焦碳中和领域，由清洁能源、储能等深度低碳领域以及火电、钢铁等高碳减排领域中碳减排潜力较大的100只股票组成 [4] - 全市场跟踪中证新能源指数的ETF共5只，跟踪国证新能源电池指数的ETF共2只，跟踪中证光伏产业指数的ETF共12只，跟踪中证上海环交所碳中和指数的ETF共8只 [5] 行业政策与前景 - 华泰证券表示，“十五五”定调要加快建设新型能源体系，具体包括大力发展新型储能，加快智能电网建设等措施 [1] - 行业看好新能源发展和电气化率提升两大核心主线不变，储能、风电、电网板块公司有望持续受益 [1]

政策核心观点 - 国家发改委与能源局发布通知，旨在完善发电侧容量电价机制，以引导调节性电源建设、保障电力系统安全稳定运行、助力绿色发展[2][3] - 总体思路是适应新型电力系统和市场建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并在电力现货市场连续运行后有序建立发电侧可靠容量补偿机制[4] 分类完善容量电价机制 - 煤电及天然气发电：要求各地将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，并可结合实际情况进一步提高[5] - 抽水蓄能：对633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价；对之后开工的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定统一容量电价，并允许电站自主参与电能量、辅助服务等市场[5][6] - 电网侧独立新型储能：对服务于系统安全、未参与配储的此类电站，各地可给予容量电价，其水平以当地煤电容量电价为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，最高折算比例不超过1[7] 有序建立发电侧可靠容量补偿机制 - 总体要求：电力现货市场连续运行后，省级部门应适时建立可靠容量补偿机制，对机组的可靠容量按统一原则进行补偿，补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础[8] - 补偿范围：初期可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能，并逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组[8] - 政策衔接：可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组不再执行原有容量电价；对通知出台后开工的抽水蓄能电站，可统一执行可靠容量补偿机制并参与市场，市场收益全部由电站获得[9] 完善相关配套政策 - 市场交易和价格机制：煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，并放宽煤电中长期合同签约比例要求，鼓励签订灵活价格机制[10][11] - 电费结算政策：调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用纳入系统运行费用；对抽水蓄能和电网侧独立新型储能的充放电价、市场收益结算及输配电费处理方式做出了具体规定[11] - 区域共用抽水蓄能分摊：区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化[12] 组织实施要求 - 工作协同：省级价格主管部门需会同相关部门完善政策并适时建立可靠容量补偿机制，省级能源主管部门需科学测算当地电力系统可靠容量需求，电网企业需配合数据测算、签订协议并做好结算工作[13] - 电价承受能力评估：省级部门需建立用户经济承受能力评估制度，评估结果将作为确定补偿标准、制定发展规划及项目核准的重要依据，未开展评估的项目不得纳入规划或给予补偿[13] - 容量电费考核：将完善并分类进行容量电费考核，引导机组提升运行水平和顶峰出力能力，对未达考核要求的机组将扣减相关费用[14]

国家能源局“十五五”规划与新型能源体系建设目标 - 核心观点：国家能源局明确“十五五”时期将从供需两侧发力落实2030年能源目标，包括非化石能源消费比重达25%、新能源发电装机比重超50%，相关规划预计2025年上半年出台 [1][2][3] 非化石能源消费比重提升路径 - 供给侧：坚持风光水核多能并举，推动风电光伏发电保持平均每年2亿千瓦增长节奏，积极安全有序发展核电 [2] - 消费侧：大力推进工业、建筑、交通等重点领域节能降碳，扩大绿电利用规模，提高终端用能电气化水平，因地制宜扩大生物质能、地热能等非电利用 [2] 新能源发电装机主体地位落实举措（“四化”） - 供给多元化：加快推进“沙戈荒”新能源基地、水风光一体化基地及海上风电建设，推动分布式新能源多场景开发 [2] - 产业集成化：统筹新能源与传统产业协同升级，推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展 [2] - 拓展非电化：积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用 [3] - 消费协同化：落实可再生能源消费最低比重目标，健全绿证交易机制，加强电—碳—证市场协同衔接，推动绿证国际互认 [3] “十五五”能源规划制定进展 - 规划现状：已形成新型能源体系以及电力、可再生能源等5个分领域能源规划 [1][3] - 出台时间：持续完善规划并履行相关程序后，预计于2025年上半年出台 [1][3]

行业有序发展成效显著。深入推进光伏行业"内卷式"竞争综合整治，2025年底多晶硅、硅片价格分别达 到53.86元/千克、1.329元/片，较年度最低点分别提高52.0%、35.6%。综合施策实现煤炭稳产稳供稳 价，引导现货价格运行在合理区间，2025年底环渤海港口5500大卡动力煤现货价格达到690元/吨，较年 度最低点上升75元/吨。 绿色低碳转型步伐加快。制定出台新能源集成融合发展、促进新能源消纳和调控等一系列政策措施，助 力新能源发展提质增效。全年风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦、累计装机规模突破18亿千瓦，可再生 能源发电装机占比超过六成。可再生能源发电量达到约4.0万亿千瓦时，超过欧盟27国用电量之和（约 3.8万亿千瓦时）。 南都讯 记者王玮 发自北京 1月30日，国家能源局举行新闻发布会。国家能源局发展规划司副司长邢翼 腾会上介绍，2025年，我国能源供应保障能力有效提升，供需总体宽松，多项重要政策举措密集出台， 行业健康有序发展，新型能源体系建设基础持续夯实，助力我国经济持续回升向好。 能源安全保障有力有效。2025年是"十四五"以来能源保供成效最好的一年。原煤生产保持稳定，规上工 业原煤产量 ...

2025年全国能源形势 - 能源安全保障有力有效，原煤产量同比增长1.2%，原油产量同比增长1.5%，天然气产量同比增长6.2% [9] - 绿色低碳转型步伐加快，全年风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机突破18亿千瓦，可再生能源发电装机占比超过六成，发电量约4.0万亿千瓦时 [9] - 行业有序发展成效显著，多晶硅、硅片价格较年度最低点分别提高52.0%、35.6%，环渤海港口5500大卡动力煤现货价格较年度最低点上升75元/吨 [10] 迎峰度冬能源保供情况 - 电力负荷屡创新高，2026年1月21日全国最大电力负荷达14.33亿千瓦，入冬以来3个区域电网和14个省级电网负荷累计86次创历史新高 [12] - 电力保供措施扎实，全国统调电厂燃料供应可靠，东北等重点地区电厂存煤超25天，通过“一省一策”加强省间余缺互济 [13] - 煤炭供应基础坚实，1月27日全国统调电厂电煤库存2.2亿吨可用26天，环渤海港口5500千卡/千克动力煤现货价格694元/吨 [14] - 天然气供应保障充足，截至1月27日采暖季天然气累计消费量1195.2亿立方米同比增长4.6%，储气库和LNG接收站调节能力充足 [15][16] 新型储能发展情况 - 装机规模实现跨越式增长，截至2025年底全国新型储能装机达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年底增长84%，较“十三五”末增长超40倍 [19] - 地域分布集中，华北地区装机占全国32.5%，西北地区占28.2%，华北、西北新增装机分别占全国35.2%、31.6% [19] - 大型化与独立化趋势明显，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，独立储能累计装机占比为51.2% [21] - 技术以锂离子电池为主导，装机占比达96.1%，压缩空气、液流电池及飞轮电池等合计占比3.9% [21] - 利用效率提升，2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时 [22] 全国电力市场交易情况 - 市场交易规模再创新高，2025年累计完成交易电量6.64万亿千瓦时同比增长7.4%，占全社会用电量比重达64.0% [26] - 跨省跨区交易增长强劲，交易电量达1.59万亿千瓦时创历史新高，同比增长11.6% [26] - 绿电交易迅猛增长，交易电量达3285亿千瓦时同比增长38.3%，规模为2022年的18倍，多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时 [26] - 市场作用显著，成为资源优化“配置器”、安全保供“稳定器”、绿色转型“助推器”和服务实体“加速器” [27][28] 能源领域投资态势 - 投资保持较快增长，2025年能源重点项目完成投资额首次超过3.5万亿元，同比增长近11% [34] - 绿色转型新业态投资加快释放，陆上风电投资同比增长近50%，新型储能、氢能产业投资较上一年实现翻番 [34] - 民营企业投资活跃，其重点项目完成投资额同比增长12.9%，在陆上风电、分布式光伏等领域保持两位数增长 [34] 售电市场发展 - 售电公司成为零售市场关键载体，截至2025年底全国注册售电公司5288家，代理70余万家用户，零售交易电量占市场化交易电量六成 [37] - 2026年将规范零售市场，通过修订《售电公司管理办法》、出台《电力零售市场基本规则》来完善制度并强化风险防控 [38] 绿证交易发展 - 市场呈现量价齐升，2025年全国累计交易绿证9.3亿个同比增长1.2倍，参与消费主体达11.1万个同比增长87.5%，下半年平均交易价格约4.14元/个较上半年增长90% [40] - 绿证国际认可取得进展，2025年5月获RE100无条件认可，11月首次亮相COP30 [41] - 将扩展重点用能行业考核范围，在电解铝基础上，对钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心明确绿色电力消费比例要求 [40][41] 电网建设与发展 - 电网规模与技术领先，累计建成投运45条特高压通道，“西电东送”能力达3.4亿千瓦，支撑了超18亿千瓦新能源接入 [47] - 未来将构建主配微网协同发展新格局，主干电网强骨架保安全，配电网强基础促互动，智能微电网促消纳提可靠 [48][49] “十五五”能源规划与目标落实 - 非化石能源消费比重目标落实路径明确，供给侧坚持风光水核多能并举，消费侧推进重点领域节能降碳和绿电利用 [51] - 新能源发电装机比重超50%目标将通过供给多元化、产业集成化、拓展非电化、消费协同化“四化”举措落实 [52] - “十五五”能源规划预计于2026年上半年出台 [53] 氢能产业发展 - “十四五”期间产业有序破局，截至2025年底可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，较上年实现翻番式增长 [56][57] - 通过规划引领、项目试点、标准建设推动发展，并选取41个项目、9个区域开展能源领域氢能试点 [56] 新能源集成融合发展 - 概念核心在于“集成融合”，即新能源与电源、储能、电网及千行百业深度结合，实现一体化开发 [62] - 将通过“新能源+”模式拓宽与产业耦合发展空间，打造建筑光伏、交能融合、农村能源革命等多元化场景，并扩大可再生能源燃料、原料等非电利用 [63] - 将为新能源基地、海上风电、新型储能、氢能等相关产业创造广阔市场和新的增长点 [63]

2025年全国能源形势 - 能源安全保障有力有效，2025年是“十四五”以来能源保供成效最好的一年，规上工业原煤产量同比增长1.2%，规上工业原油产量同比增长1.5%，规上工业天然气产量同比增长6.2% [5] - 绿色低碳转型步伐加快，全年风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模突破18亿千瓦，可再生能源发电装机占比超过六成，可再生能源发电量达到约4.0万亿千瓦时 [6] - 行业有序发展成效显著，2025年底多晶硅、硅片价格分别达到53.86元/千克、1.329元/片，较年度最低点分别提高52.0%、35.6%，环渤海港口5500大卡动力煤现货价格达到690元/吨，较年度最低点上升75元/吨 [6] 2025年新型储能发展情况 - 装机规模实现跨越式增长，截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超40倍，平均储能时长2.58小时，较2024年底增加0.30小时 [3][12] - 华北和西北地区是主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦和1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%和31.6%，累计装机占比最高的地区是华北（32.5%）和西北（28.2%） [4][12] - 大型化、独立化趋势明显，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点，独立储能累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点 [4][13] - 锂离子电池技术占据绝对主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮储能等合计占比3.9% [4][13] - 调用水平显著提升，2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时，其中国家电网和南方电网经营区分别为1175小时和1294小时 [14] 2025年全国电力市场交易成效 - 市场交易电量规模再创新高，累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，同比提高1.3个百分点 [15] - 跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6%，南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角等区域省间电力互济交易机制不断完善 [16] - 绿色电力交易电量迅猛增长，达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍，多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时 [16] 2025年能源投资态势 - 全国能源投资保持较快增长，年度重点项目完成投资额首次超过3.5万亿元，同比增长近11%，增速分别高于同期基础设施、制造业12.9和10.1个百分点 [20] - 能源绿色转型新业态投资加快释放，陆上风电投资同比增长近50%，新型储能、氢能产业全年重点项目完成投资额较上一年实现翻番 [21] - 能源领域民营企业投资保持较快增长，重点项目完成投资额同比增长12.9%，高于全国能源重点项目增速约2个百分点，投资重点在太阳能发电、风电、煤炭开采等领域 [21] 2025年绿证市场发展 - 绿证市场呈现量价齐升态势，2025年全国累计交易绿证9.3亿个，同比增长1.2倍，全年交易量超过历年总和，全国参与绿证交易的消费主体达11.1万个，同比增长87.5% [24] - 绿证交易价格企稳回升，2025年下半年我国绿证平均交易价格约4.14元/个，较上半年增长90% [25] - 绿证国际认可取得进展，2025年5月RE100无条件认可我国绿证，11月中国绿证首次亮相COP30取得积极反响 [25] 电网建设现状与未来发展 - 我国已建成世界上规模最大、技术最复杂的交直流混联大电网，累计建成投运45条特高压输电通道，全国“西电东送”输送能力达到3.4亿千瓦 [30] - 电网安全保供能力经受住考验，有效支撑了年均8000万千瓦新增电力负荷需求，保障了全年用电量相当于美国、欧盟、日本总和的巨大体量电力安全可靠供应 [30] - 下一步将构建主配微网协同发展的新格局，到2030年初步建成以主干电网和配电网为基础、以智能微电网为补充的新型电网平台 [31][32] 氢能产业发展 - “十四五”期间氢能产业实现有序破局，截至2025年底，我国可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，较上年实现翻番式增长 [37] - 国家通过规划引领、项目试点和标准建设推动氢能发展，选取41个项目、9个区域开展能源领域氢能试点工作，累计发布27项氢能领域首台（套）技术装备名单 [36][37] 政策与监管动向 - 国家能源局出台一系列政策促进能源行业高质量发展，包括深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源迈入市场化发展新阶段，28省完成首轮竞价，新能源增量项目机制电价全国保障平均水平为0.33元/千瓦时 [27] - 将大力发展能源新技术新场景，计划到2027年底建成2800万个充电设施，预计拉动投资2000亿元以上，到2027年全国新型储能装机规模要达到1.8亿千瓦以上，将带动投资约2500亿元 [28] - 2026年将着力健全完善电力市场监管制度体系，持续加大监管力度，并进一步规范电力零售市场，修订《售电公司管理办法》，研究出台《电力零售市场基本规则》 [23][37]

行业规模与增长 - 截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展 [1] - 2025年，华北、西北为新型储能主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%、31.6% [1] 地域分布格局 - 华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%，华东地区占14.4%，南方地区占13.1%，华中地区占11.1%，东北地区占0.7% [1] 项目规模与技术趋势 - 截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点，大型化发展趋势明显 [2] - 4小时及以上新型储能电站项目装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点 [2] - 锂离子电池储能仍占主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等装机占比合计3.9% [2] 应用场景与运营效率 - 2025年，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点 [2] - 2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时，其中，国家电网、南方电网经营区新型储能等效利用小时数分别为1175小时、1294小时 [2] 政策与行业前景 - 国家能源局将科学编制“十五五”新型储能发展实施方案，健全完善政策管理体系，持续深化技术产业创新，大力推动新型储能高质量发展 [3]

能源供应保障 - 2025年是“十四五”以来能源保供成效最好的一年，原煤生产保持稳定，规上工业原煤产量同比增长1.2% [1] - 油、气产量双创历史新高，规上工业原油产量同比增长1.5%，规上工业天然气产量同比增长6.2% [1] - 电力供应平稳有序，一批特高压直流输电工程投产送电，电力系统互补互济水平持续提升 [1] - 综合施策实现煤炭稳产稳供稳价，引导现货价格运行在合理区间，2025年底环渤海港口5500大卡动力煤现货价格达到690元/吨，较年度最低点上升75元/吨 [2] 绿色低碳转型 - 2025年风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模突破18亿千瓦 [1] - 可再生能源发电装机占比超过六成 [1] - 可再生能源发电量达到约4.0万亿千瓦时，超过欧盟27国用电量之和（约3.8万亿千瓦时） [1] 行业有序发展 - 深入推进光伏行业“内卷式”竞争综合整治，2025年底多晶硅、硅片价格分别达到53.86元/千克、1.329元/片，较年度最低点分别提高52.0%、35.6% [2]