2026年国内新型储能建设预计将呈现三大变化：新能源+储能向电源+储能延伸，配储增收效用显现，“火电/光伏+储能”需求上升

　　2025年对新型储能行业来讲是跌宕起伏、希望与迷茫并存的一年。这一年，行业奋力摆脱“建而不用”的标签，行业统计数据显示，2025年新型储能电站的利用情况得到显著改善，今年初《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》取消了新能源项目配储的硬性规定，储能行业面临发展方向的选择;9月发布的《新型储能规模化建设专项行动方案》文件又稳定了储能行业的发展预期;随着国家整治重点行业“内卷”乱象，中电联于11月发起加强储能行业自律、抵制“内卷式”恶性竞争的倡议，为行业健康发展注入正能量。

　　2026年是国家“十五五”规划实施第一年，也是新型电力系统建设的关键期。新型储能作为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。

　　一、2025年新型储能行业发展回顾

　　(一)政策体系不断完善，新型应用场景不断涌现“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，国家和地方层面在发展规划、调用运行、安全管理、价格机制等政策不断完善。储能已从单一的电网调节器，深入工业园区、光储充电站、数据中心等领域提供多元价值，成功为多个行业赋能。

　　(二)技术迭代加速，多元化技术路线齐头并进当前，锂离子电池在持续技术迭代与降本的同时，660MW等级压缩空气储能项目、300MW级液流电池储能项目、百兆瓦级飞轮储能项目开工建设，百兆瓦时级钠离子电池储能“崭露头角”，重力储能、液态空气储能、固态电池储能等新型储能技术加速发展，构网型储能应用快速增长，共同构成了多元互补、协同发展的产业新生态。

　　(三)装机规模再上新台阶，调节作用显著增强截至2025年三季度，新型储能累计装机规模达突破1亿kW，平均利用小时数超770h。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kW，实时最大放电电力达4453万kW，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2.4h，为夏季晚间用电高峰时段提供了有力支撑。

　　(四)行业竞争不断加剧，内卷趋势日益明显近年来，大批新进企业在资本刺激下跨界进入储能行业。根据企查查数据，2024年，国内储能企业超20万家，其中全年新注册的储能相关企业将近9万家。在国内储能系统与电池中标价格中，2025年系统中标价相比 2023 年底下降约44%，EPC 中标价下降约25%。大部分企业的储能电池环节毛利润已下降至个位数或者微亏，锂电过快扩张可能重演光伏价格战。

　　二、2026年新型储能行业面临的新挑战

　　取消新能源项目强制配储有利于解除行政束缚，让储能回归市场驱动。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。

　　展望2026年新型储能行业的发展，需要重新审视行业供给、市场需求、商业模式的内在变化，需要重新构建新型储能电站建设投运的新模型，需要更加关注电力市场建设和电力供需形势的分析。只有从市场端看储能，从市场构成的众多元素中去分析和把握变化，才能主动适应市场，找到新型储能发展的金钥匙。

　　(一)供给逻辑的变化：市场驱动属性显现2026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。

　　(二)需求格局的转变：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。这种分化源于各地区的资源禀赋、用电结构及储能在本区域主要功能定位的差异。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。

　　(三)商业模式的变革：新型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将处于快车道。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：

　　其他应用场景，考虑新能源消纳底层逻辑从大基地建设、大规模送出向就地消纳与跨区域输送并重的转变，结合近期国家发展改革委、国家能源局印发的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》等文件，需着重关注微电网、源网荷储一体化与绿电直连项目接入电网要求带来的新型储能尤其是构网型新型储能的需求。

　　三、2026年新型储能发展展望

　　2026年国内新型储能建设预计将呈现三大变化：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2h、4h以上时长分化，全国范围储能平均时长达2.5h。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35GW/90GWh左右，比2025年底整体增长30%以上。

　　四、下一步政策方向演进分析

　　《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》从推动“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，推动完善新型储能等调节资源建立可靠容量补偿机制等方面提出了加快完善市场机制。

　　展望2026年，伴随新型储能深度参与电力市场，预计还将会从以下几方面完善政策布局：一是各省预计将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，充分发挥电力系统的支撑作用。

　　二是针对电源配储，各地将进一步探索“新能源+储能”“火电加储能”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。中长时储能需求将进一步激发。

　　三是推动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，给予相应的电量价差补偿 。

　　文章来源：中电联电动交通与储能分会