新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、保障能源安全、促进能源高质量发展、全面落实碳达峰、碳中和目标具有重要意义。“十四五”以来，我国新型储能实现由研发示范向市场化商业化过渡，新型应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。截至2025年上半年，新型储能累计装机规模达到9491万千瓦，平均利用小时数达570小时。国家电力调度控制中心组织国家电网有限公司经营区开展2025年新型储能度夏集中调用的数据显示：国网经营区内新型储能可调最大电力达到6423万千瓦，实时最大放电电力达4453万千瓦，较去年同期最大值增长55.7%。在集中调用试验中，新型储能顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量，夏季晚高峰平均顶峰时长约2.4小时，为夏季晚间用电高峰时段提供了有力支撑。

国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），取消了新能源项目配储的硬性规定，有利于解除行政束缚，让储能发展回归市场驱动。但要顺利完成从“建设一定数量储能”向“建设满足需求的有用储能”的华丽转身，还需要顺应供需逻辑变化，全面拥抱市场化。

供给逻辑变化：市场驱动属性显现

2025年是中国新型储能行业的关键年，政策调整、技术革新、市场重构等多重力量交织，推动行业迈入市场化可持续发展的新阶段。驱动装机增长背后的逻辑发生了根本转变——储能行业正从行政命令驱动转向市场价值驱动。

在这一背景下，投资方需充分了解当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，参考国家电化学储能安全监测信息平台定期披露的当地已建成储能电站的运行情况，并结合预计新增规模，确定拟投资的储能规模与时长，进一步选取合理储能技术路线。

需求格局转变：区域需求分化明显

中国储能市场将呈现出明显的区域分化特征。这种分化与各地区的资源禀赋、用电结构及储能在本区域主要功能定位的差异有关。

储能在促进新能源消纳和保障电力供应方面都发挥着关键作用，但在不同地区对两项功能的需求侧重有所不同，系统在解决两方面需求的可承受成本底线也不尽相同。从需求场景来看：促消纳压力多见于三北地区新能源富集且用电负荷较小、电力供应相对充足区域，主要通过储能平抑出力波动，并通过构网型技术对电网提供主动支撑；保供压力较大的核心区域目前主要存在于中东部地区，急需在负荷中心或薄弱环节提供用电缺口高峰的电力电量供应。

商业模式变革：储能应用场景迸发

在电源侧，“新能源+储能”作为联合报价主体一体化参与电能量市场的模式正在推广。这一模式疏通了以往新能源与储能一体化运营的堵点，有助于挖掘新能源配储，尤其是光伏配储的真实价值。此外，还需关注“火电+长时储能”技术在热电解耦和深调功能替代方面的融合发展。

在电网侧，独立储能电站建设依旧处于快车道。政策推动在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点开展独立储能电站建设。可靠容量补偿机制将为电网侧储能提供稳定的收入预期。除山东外，甘肃、宁夏、青海等省份也已开启了新型储能容量电价/补偿的政策探索（见表）。

2026年新型储能发展展望

2026年，国内新型储能建设将呈现三大变化：

电源侧配储从“新能源+储能”向“电源+储能”延伸，配储的市场化增收效用开始显现，“火电/光伏+储能”需求步入上升通道。

预计电网侧储能容量收入将补位储能容量租赁收入，各地“可靠容量补偿保基本、电力现货和辅助服务提升市场化收益”的收益结构也将在2026年先后成型并稳固。电网侧独立储能电站时长将根据促消纳和保供的不同侧重，在东部地区和三北地区出现2小时、4小时以上时长分化，全国范围储能平均时长将达2.5小时左右。

其他应用场景，频繁变化的分时电价政策或使2026年我国工商业储能电站的增长速度放缓，装机增长的重点区域也将随各地政策调整发生变化。源网荷储一体化项目、绿电直连和数据中心配套储能伴随新能源就地消纳政策细则落地，进入规模化部署初期阶段。

综合以上因素，预计2026年国内储能仍将保持较快增速，新增装机将达35吉瓦/90吉瓦时左右，比2025年底整体增长30%以上。

市场化机制全面落地的政策建议

2025年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案》，推动“新能源＋储能”作为联合报价主体一体化参与电能量市场交易，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，并提出完善新型储能等调节资源建立可靠容量补偿机制等。

2026年，伴随新型储能深度参与电力市场，建议尽快从以下三方面完善政策布局：

一是各省加快推动独立储能可靠容量补偿政策落地，合理设定供需系数、时长系数及可用系数，实现储能的容量收益与电力供需、时长以及自身的质量性能相挂钩，充分发挥储能对电力系统的支撑作用。

二是针对电源配储，需探索“新能源+储能”“火电+储能”项目容量科学核定，适时推动一体化纳入可靠容量补偿或容量电价的容量核定范畴。

三是尽快制定储能应急调用补偿办法，明确应急调用流程、充放电价格、电量损失等的计算方法和标准。独立储能在电力系统应急调用导致充电成本高于放电收益时，应获得电量价差补偿。