新型储能是构建新型电力系统、实现“双碳”目标的重要支撑，也是四川继晶硅光伏之后重点布局的绿色低碳优势产业。为深入了解当前四川新型储能及固态电池产业发展现状，近期，国家统计局四川调查总队对省内10个市县、40家产业链重点企业［1］开展专题调研。
调研结果显示：新型储能产业已初步形成集聚效应，固态电池等前沿技术研发有所突破，但仍面临产业配套不完善、要素保障不足、项目经济性不佳、技术创新能力有待提升等多重挑战，亟需政策精准引导，破解发展困局，推动产业迈向更高质量发展。
产业势头强劲 四川储能站上“千亿赛道”
近年来，四川各地积极推动优质项目落地，一批锂电、固态电池、钒液流电池项目相继签约、建设、投产，产业新增长点加速涌现；同时四川储能研发创新取得重要突破，固态电池、新型长时储能、全钒液流电池领域一批关键技术达到国内领先甚至国际先进水平。2025年，四川新型储能产业规模迅速壮大，拥有产业链上下游企业超100家，2025年实现产值约900亿元，相关就业人员超万人。
锂电储能：全链集群成型，产能超百GWh。四川锂系列产品综合产能居全国第一，构建形成“锂资源开发—锂电材料—电池制造—系统集成—终端应用”的全生命周期产业集群，建成基础锂盐、镍钴原料、正负极材料、动力及储能电池等产业基地，主要分布在成都、宜宾、遂宁、眉山等地。截至2026年6月，四川拥有锂离子储能电池制造企业28家，全球10大储能企业有4家在川布局，技术装备水平位居全国前列。2025年，四川锂离子储能电池产能规模达115GWh、产量89GWh，实现产值近900亿元。
全钒液流电池：手握“钒王”王牌，产值约10亿元。四川钒电池储能产业基础雄厚，已建成全球规模最大、产业链条最完整的钒产品生产基地，拥有全球钒产能第一的生产企业，建成全钒液流电池完整的研发和生产体系，某石墨毡企业电极材料在全国市场占有率超50%。并且，攀枝花“中国钒电之都”成为钒产业响亮名片。截至2026年6月，四川拥有钒液流电池企业20家，建成钒电解液产能规模6.3万立方米，钒电池产能规模2GWh，2025年实现产值约10亿元。
钠离子电池：异军突起，跻身全国第一方阵。四川钠离子电池产业位居全国前五，已布局形成正极材料、负极材料、精密结构件、电芯及Pack的全产业链，主要分布在自贡、达州、遂宁、巴中等地。截至2026年6月，四川拥有钠离子电池企业24家，具备全球领先、自主研发的钠离子电池生产工艺。现已建成钠电正极材料5000吨、硬炭负极材料1.1万吨，投运1GWh储能电站1座，2025年实现产值约5亿元。
光环之下，困局待破 产业链“断点”突出，本地配套能力不足
从全省视角看，四川储能产业链呈现“上游偏强、中游薄弱、下游缺链”的失衡格局。67.5%的调研企业认为本地配套企业少、供应链不完整，严重制约了产业协同效率和成本控制能力。
上游材料外销，本地消纳不足。全省上游锂盐及正负极材料产能富集，但因中游制造环节薄弱，大量原材料外销省外，未能形成“材料—电芯”本地闭环。如雅安、遂宁等地锂电材料企业主要客户为宁德时代、比亚迪等省外企业，有公司反映核心材料（硫化物电解质等）本地配套率不足，关键设备（如干法电极涂布机）依赖长三角采购。
中游电芯薄弱，集成缺位。全省中游电芯制造起步晚、产能尚未充分释放，系统集成环节缺乏龙头企业引领。全国前十的储能系统集成商中，除某机车所布局宜宾外，其余尚未在川落户制造基地。德阳某公司自2023年起尝试从省内采购磷酸铁锂材料和铜箔，但因质量参数不达标至今未形成稳定供应。
下游应用推广受阻，市场受限。受中游电芯与集成能力双重短板影响，下游储能项目（电网侧、用户侧、电源侧）应用推广面临明显阻力。全省已公布的电网侧新型储能项目虽规模可观，但实际落地并网进度较慢。据不完全统计，截至2026年4月，已明确建成并网的储能项目合计规模仅约1GW/2GWh左右，与已规划的超6GW项目总量相比，实际落地比例仍然偏低。
储能政策深度调整，传统盈利模式受冲击
2025年9月起，四川陆续出台储能新规，政策从“强制配储”“锁定价差”转向市场化驱动，工商业储能长期依赖的固定峰谷差套利模式被彻底打破。
峰谷价差收窄，收益锐减。2026年4月，四川发布《电力中长期市场实施细则》，明确对直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段，除7月、8月外，其余10个月电价完全由市场化形成。据调研，32.5%的企业以峰谷价差套利为主要盈利模式，价差收窄导致传统“一充一放”模式难以为继。
容量租赁需求收缩，低于预期。2025年9月，四川取消新能源项目强制配储相关规定，不再将配置储能作为新建项目核准、并网的前置条件，2026年1月起正式执行后，容量租赁市场急剧萎缩。某储能电站预计每年减少租赁收入2000万元—3000万元，占其预期总收入的40%以上。
分时电价即将取消，模式瓦解。根据电价政策新规，2027年将取消固定分时电价政策，改为市场化电力交易电价，全省用户侧储能项目面临系统性风险。某公司反映，一旦取消分时电价，用户侧储能盈利模式将面临瓦解。遂宁某储能项目当前投资回收期已达5—7年，若分时电价取消，回收期将超过15年，项目完全丧失投资价值。
要素保障不足，企业经营成本高企
用电成本持续攀升。随着小水电补贴政策退出，储能上下游高载能企业用电成本明显上涨，40%的调研企业反映电网接入受限、电价成本高。如雅安某企业反映枯水期电价0.5元-0.6元/度，较西北地区高出0.2元-0.3元/度，企业已计划在甘肃等电价优势区域布局新建产能。某新材料公司年用电量8000万度，电价上调每年直接增加成本400万元。
物流成本居高不下。储能供应链尚未形成省内闭环，跨省运输高度依赖公路，35%的调研企业反映专用仓储缺乏、运输通道不畅。储能产品多属第9类危险品，目前仅川渝两地允许其有条件通行高速公路，多数省份禁止，某公司反映物流受限导致跨省运输周期从3-4天延长至7-10天。某新材料公司满产时日均需20余辆大型货车，由于缺乏专用停放、中转设施，转运成本高企。
园区配套严重不足。87.5%的园区内企业认为生活与商业配套短板严重制约企业正常运营与员工稳定性。如某公司仓储用地缺口6000平方米，成品仓储缺口达1万平方米，直接影响产能释放。
创新技术迭代快，研发转化瓶颈突出
四川储能产业多数龙头及链主企业“生产在本地、研发在总部”“重生产、轻研发”现象突出。调研显示，37.5%的受访企业仅聚焦现有产品，未布局研发；仅有5%的企业进行长期研发投入。
技术与工艺瓶颈突出。固态电池在材料稳定性、界面离子传输、制造工艺等方面存在共性难题。全固态电池单电芯成本约3500元，是传统液态电池的数倍。其中，核心原料硫化锂市价超过300万元/吨，在单电芯成本中占比高达80%，而传统液态电池中电解液的成本占比仅约5%左右。
产业转化周期偏长。从实验室到中试放大的转化周期通常需5—7年，与头部企业将2027年定为全固态电池量产装车的时间节点相比，四川产业化进程差距明显。
中试平台布局不均。固态电池等领域缺乏覆盖全省、功能完善的中试及检测认证平台。某实验室虽已投资5500万元建成固态电池中试平台，但服务范围局限于成都及周边地区，雅安、乐山等地企业仍需委托省外第三方机构进行研发测试。
高精尖人才缺乏。70%的受访企业反映高端复合型人才引留困难，53%的企业认为产学研合作不畅。宜宾某企业计划组建200人的研发团队，目前仅有20名工程师，急需引进博士15人，多次招引无果。乐山某企业反映，高校研发难以适应储能行业快速迭代，钒储能面临“缺经验、缺人才、缺资金”等多重困难。
应用场景开发不足，项目经济性不佳
超六成受访企业反映本地应用场景开发不足。2025年全省备案用户侧储能项目超200个，但收益模式单一、经济性不足问题突出。
电网侧储能收益机制尚不健全。四川容量电价配套细则尚未落地，企业收益预期不稳。多家企业反映独立储能调峰补偿350元/兆瓦时，新能源配建储能调峰补偿仅40元/兆瓦时。容量补偿缺位，投资回收周期超10年，部分项目面临亏损。
用户侧储能依赖单一盈利模式。多数项目以峰谷价差套利为主，缺乏多元化收益。虚拟电厂、共享储能等尚处探索初期，全省未形成成熟商业模式。
零碳园区等新兴场景开发不足。四川“能源西、产业东”空间错位，限制零碳园区储能规模化发展。大规模长时储能经济性待提升，多能互补智能调控能力不足。
五策并举，静待东风
强化产业链协同，补齐本地配套短板。围绕“上游偏强、中游薄弱、下游缺链”的失衡格局，推动储能产业延链补链强链。以现有链主企业为牵引，建立上下游协同攻关机制，重点引进储能电芯制造、系统集成等中下游环节企业，逐步提升本地配套率。推动形成“材料—电芯—集成—应用”全链条闭环，增强产业集聚效应和抗风险能力。
完善政策与市场机制，稳定产业收益预期。建议在电力市场化改革框架下，加快完善新型储能收益机制，通过政策引导支持储能电站参与调频、调峰、备用等多元化服务获得受益，拓宽收益渠道，避免政策剧烈调整冲击行业信心。推动省级容量补偿配套细则尽快出台，参照广东、内蒙古等省份标准给予合理补偿，稳定电网侧储能项目投资预期。
优化要素保障，多措并举降本增效。针对储能企业反映的用电成本高、物流成本高、园区配套不足等突出问题，打好要素保障“组合拳”。探索将储能产业纳入水电消纳示范区支持范围，鼓励企业通过电力多边交易、绿电直供等方式降低用电成本，平稳衔接小水电补贴退出过渡期。针对储能产品属第9类危险品、跨省运输受限的现状，会同交通、公安等部门研究科学合理的运输管理方案，开辟绿色通道，加快铁路货运专线规划建设。
聚焦前沿技术，突破创新转化瓶颈。设立固态电池等前沿技术重大专项资金，建立研发风险分担机制，对中试及产业化失败项目给予适当补偿，降低企业创新风险。统筹布局中试平台和检测认证中心，补齐大功率产品测试、电池检测认证等公共服务短板，解决本地企业研发测试需委托省外第三方机构的困境。支持龙头企业联合高校院所组建“储能产业创新联合体”，围绕固态电解质、大容量电芯等关键共性技术开展联合攻关，缩短从实验室到中试放大的转化周期。
拓展应用场景，激发市场内生潜力。持续创新“储能+”应用场景，在全省推广“光伏+储能+充电桩”综合能源服务、“光储能+虚拟电厂”聚合交易、零碳园区等模式，在“三州一市”和工业负荷集中区域探索建设独立储能电站。大力发展用户侧储能，出台专项支持政策，简化项目审批流程，对工商业储能项目给予装机或放电量补贴，缩短投资回报周期。