立足储能跨越式发展成就锚定“十五五”市场化方向
——《中国新型储能发展报告2026》解读(四)
2026年7月30日，由国家能源局能源节约和科技装备司、国家发展改革委创新和高技术发展司、电力规划设计总院（603357）联合牵头，中关村储能产业技术联盟等相关机构协同编制的《中国新型储能发展报告2026》正式对外发布。报告全文共七大部分，覆盖国内外现状、“十四五”复盘、“十五五”前瞻、2026年度重点任务，兼具政策权威性、数据完整性与产业实操指导性，是当前国内新型储能领域官方综合研判核心文件，可为地方能源主管部门、储能全产业链企业、电力市场运营主体及投融资机构提供发展指引。
一、报告发布背景
2025年作为“十四五”收官节点，我国新型储能装机较“十三五”末增长超40倍，行业完成从示范试点向规模化发展的质变。同年，中央“十五五”规划建议明确提出大力发展新型储能，《能源法》落地实施，以法律形式确立储能系统独立价值。2026年是“十五五”开局之年，也是新型储能全面市场化转型关键一年，行业从强制配储驱动模式，正式进入“容量+电量+辅助服务”三维收益运营新阶段，产业发展逻辑迎来历史性变革。
在此行业转型关键节点下，主管部门牵头编制本报告具有双重意义：其一，系统复盘五年产业发展成果，量化核心发展指标，统一全行业发展共识；其二，直面行业发展痛点，为“十五五”高质量发展划定清晰实施路线。
二、核心内容梳理
报告围绕产业现状、五年复盘、中长期规划、年度任务四大板块形成完整研判体系。从全球格局看，我国是储能增长核心引擎，装机规模领跑全球，锂电产业链占据绝对优势。国内储能实现政策、规模、技术、利用率、产业链全方位突破，市场化顶层制度落地，长时储能加速规模化，电站运行的系统支撑价值持续凸显，全产业链国产化基本完成。
“十四五”期间行业实现质变式升级：由配储驱动转向市场价值驱动，装机规模指数增长，新型储能跃升为第一大电力调节资源；全时序储能技术自主可控，产业集群成型，产业标准化与国际化水平同步提升，长时储能完成产业化从0到1的跨越。
面向“十五五”，报告锚定市场化、长时化、规范化、国际化四大主线，明确场景差异化布局、长时储能技术攻坚、政策标准体系搭建、统一电力市场改革、对外开放等六大发展方向，构建新型储能中长期发展总纲领。
2026年作为开局之年，重点落地五大任务：编制储能专项五年方案、推进核心装备创新示范、统筹项目规划布局、优化电力市场机制建设、健全行业标准并拓宽国际合作。配套五年行业大事记，直观梳理政策迭代与产业成长的发展脉络。
三、行业热点问题
根据中关村储能产业技术联盟DataLink全球储能数据库监测数据，截至2026年6月底，国内电力储能累计装机237.2GW，同比提升41.4%；新型储能168.2GW，占电力储能七成以上，同比增长58.6%，是产业扩容核心支撑。上半年新型储能新增21.64GW/58.20GWh，规模同比回落超15%，项目并网回归常态，区域布局愈发集中。行业规模化推进过程中，市场化转型仍存在诸多现实堵点，以下结合联盟实地调研成果分析行业热点问题。
(一)独立储能收益模式有待优化
“容量电价+电能量套利+辅助服务”三位一体收益模式是独立储能可持续运营基础，但各地市场建设进度不一，多重盈利痛点叠加，电站经营压力持续走高。
一是，现货价差收益普遍偏低。今年上半年全国现货价差均值约0.15-0.45元/kWh，西北区域下滑趋势最为突出，蒙西上半年平均价差仅0.26元/kWh，同比大幅下降42%。同时，受能源结构和电力供需等多重因素影响，部分地区电价全天维持低位，高峰时段电价抬升不足、高价位持续时间较短，储能电站捕捉能够实现盈利的放电窗口难度持续加大。
二是，系统运行费明显上涨，抬高储能充电成本。2026年上半年全国系统运行费平均涨幅接近翻倍，有6-7个省超过0.1元/kWh，最高达到0.15元/kWh。在偏低的现货价差水平下，叠加储能自身充放电能量损耗，存在亏损风险。
三是，容量电价政策落地推进较缓慢，目前仅有6个省份正式出台实施细则，容量补偿价格为165-330元/kW.年，可靠容量折算系数在6、8、10小时，系统净负荷高峰持续时长成为各地容量补偿机制的关键。按照4h系统进行折算，甘肃补偿金额最高可达193.5元/kW.年，需满足相对严格的考核要求。
四是，辅助服务市场机制有待完善。目前仅少数省份储能正式参与调频市场，多数地区还处于规则完善和试运行阶段，除调频外少有其他市场品种建立。市场衔接方面，由于市场成熟度有限，储能无法同时参与现货与辅助服务市场，难以实现多重价值的叠加。市场规模方面，部分省份限制了储能参与调频容量申报比例，随着本地储能装机快速增长，导致单站调频收益持续下滑。
(二)长时储能规模化尚存约束
报告将长时储能列为“十五五”核心发展方向，数据显示2025年底全国4小时及以上储能装机占比同比提升12.1个百分点，西北风光大基地率先规模化布局，但产业化发展仍存在短板。全钒液流、压缩空气储能等长时储能项目初始投资门槛较高，项目短期内部收益率不及2—4小时储能项目，市场资本参与意愿偏弱；同时长时储能专项扶持政策供给不足，长时储能的系统效率偏低，能量损耗推高充电成本，叠加持续上涨的系统运行费，导致项目收益被压缩，现有容量电价补偿力度难以覆盖高额初始投资压力；此外隔膜、大功率压缩机等核心装备规模化量产不足，规模降本效应未能充分释放，进一步制约项目经济性。
(三)全球储能竞争加剧
报告数据显示我国储能电池全球出货占比超90%，全产业链完整度全球第一，但外部产业竞争环境持续恶化。国际层面，美欧出台本土储能扶持法案，设置本土化产能、碳足迹等多重贸易壁垒，试图培育本土储能产业链；海外加速布局液流、压缩空气储能等长时储能自主技术路线。国内企业出海层面，面临地缘政策变动、汇率波动、海外本地化运维配套不足等多重阻碍；上游关键矿产对外依存度偏高，资源价格大幅波动直接冲击中下游制造成本；新一代储能技术面临更大的技术竞争压力。
四、面向“十五五”新型储能高质量发展建议
(一)统筹储能规划布局
依托《“十五五”新型储能实施方案》建立全国、省级、项目三级协同统筹机制，持续完善央地联动的储能需求测算体系，结合各地新能源资源禀赋、负荷特性、现有调节资源，统筹好各类调节资源的规划建设，分区域合理划定短时、长时储能建设规模，引导社会资本理性布局，更好匹配新型电力系统调节刚需。
(二)优化储能多元收益机制
完善“容量+电能量+辅助服务”三位一体收益体系。加快各地容量电价细则落地，合理设定容量折算标准，理顺系统运行费分摊规则，降低电站充电运营成本；深化电力现货市场改革，适当放开现货限价范围，拉大峰谷价差，拓宽套利空间；丰富调频、备用等辅助服务品类，建立现货与辅助服务同步参与的衔接机制。
(三)补齐长时储能产业短板
针对长时储能投资高、配套不足、经济性偏弱等问题分类施策。结合风光大基地、分布式、废弃资源场地匹配不同长时技术路线；加大核心装备技术攻关，推动隔膜、大功率压缩机量产降本；研究出台长时储能专项政策，提升资本投资意愿。
(四)化解全球产业链竞争风险
国内加快上游矿产开发，推广钠离子等互补性储能技术来平抑原料价格波动；海外因地制宜布局本地化产能，以整体解决方案、运维服务替代单一产品出口；搭建出海公共服务平台，降低企业跨境经营门槛，稳固产业链全球优势。
五、结语
《中国新型储能发展报告2026》完整回顾了“十四五”我国新型储能产业跨越式发展成就，清晰锚定“十五五”市场化高质量发展核心路径。2026年作为“十五五”规划开局之年，行业告别政策驱动的规模扩张周期，迈入市场自立、多元技术协同、系统价值充分释放的全新发展阶段。
中关村储能产业技术联盟将持续发挥数据支撑、政策研究、标准研制、国际交流等行业组织的职能，做好行业主管部门的管理支撑工作，联动全产业链协同破解行业痛点，持续巩固我国储能产业全球领先优势，助力新型储能成长为支撑能源强国建设、培育能源领域新质生产力的战略性支柱产业。
(中关村储能产业技术联盟理事长、中科院工程热物理研究所所长陈海生)线上炒股配资开户
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