国家能源局：中国新型储能发展报告（2026）（74页）.pdf

核心结论速览： 独立储能已成为装机与收益双主体：截至2025年底独立储能装机6954.5万千瓦，占51.2%，新增装机中占57.5%。“容量收益+电能量收益为主，辅助服务为补充”的商业模式逐步成型。 电力现货市场全覆盖打开价差收益空间：省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场已转入正式运行，18个省级市场连续结算试运行。新型储能可在低谷充电、高峰放电获取价差收益。 容量补偿机制在多省落地：内蒙古按放电量补偿0.35元/千瓦时（2025年）、执行10年；河北年度容量电价100元/千瓦（4小时基准）；甘肃330元/千瓦（6小时基准）；湖北165元/千瓦（10小时基准）。 4小时及以上长时储能装机占比大幅提升：从2024年的15.4%升至27.5%，增加12.1个百分点。西北地区4小时及以上储能装机已超五成，率先开展中长时储能探索。 调用水平区域差异显著：浙江利用小时数2367小时、等效充放电次数741次遥遥领先。全国9个地区平均利用小时数超1200小时。 构网型储能加速渗透：国家能源局将8个构网型技术项目纳入第一批新型电力系统建设能力提升试点，构网型储能从电源侧、电网侧向用户侧、微电网延伸。H2：电力市场改革——新型储能市场化发展的核心驱动力。2025年是中国电力市场化改革的里程碑之年。全国统一电力市场“1+6”基础规则体系（《电力市场运行基本规则》+中长期、现货、辅助服务等6项基本规则）构建完备。省间现货市场和7个省级现货市场转入正式运行，18个省级市场连续结算试运行，省级电力现货市场基本实现全覆盖。新能源全面入市重塑储能价值。2025年2月，《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》明确“不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件”。这一政策推动新型储能发展从“政策驱动”转向“市场引导”——储能项目不再作为新能源项目的“捆绑品”，而是需要靠自身在电力市场中的调节价值获得收益。电力市场为储能提供的三重收益通道。电能量市场：在电力现货市场中，新型储能可在电价低谷时段充电、高峰时段放电，获取峰谷价差收益。山东等地已结合新型储能特点优化现货市场规则。辅助服务市场：各地积极鼓励新型储能参与调频服务，山西等地还建立了一次调频市场，大幅提升功率型储能收益。容量市场/容量补偿：多地探索容量电价机制，为新型储能提供稳定的固定收益，保障项目经济性。（数据来源：国家发改委、国家能源局、《中国新型储能发展报告2026》）。H2：容量补偿机制——地方价格探索的多样化路径。按放电量补偿（内蒙古、新疆）。内蒙古2025年3月印发《关于加快新型储能建设的通知》，对纳入自治区储能规划的独立储能电站投产后向公网放电量，按“一年一定、一定10年”原则补偿。2025年标准0.35元/千瓦时，2026年0.28元/千瓦时。新疆对2023—2025年建成并网的独立储能电站实施放电量补偿，2025年标准0.128元/千瓦时。按有效容量补偿（河北、甘肃、湖北）。河北明确独立储能电站年度容量电价100元/千瓦，可用容量按4小时为基准计算。甘肃对电网侧独立储能进行可靠容量补偿，标准暂定330元/千瓦·年，按6小时为基准计算。湖北建立电网侧独立储能容量补偿机制，年度容量电价暂按165元/千瓦执行，按10小时为基准计算。宁夏公开征求《关于建立发电侧容量电价机制的通知》意见，拟给予电网侧新型储能容量电费。启示：容量补偿是储能项目经济性的“压舱石”。在电力现货市场价差波动较大的情况下，容量补偿机制为储能项目提供了可预期的固定收益，降低了投资风险。内蒙古“一定10年”的补偿周期，更是为投资者提供了长期收益保障。（数据来源：各省能源主管部门、《中国新型储能发展报告2026》）。H2：独立储能商业模式——从“建得起”到“赚得到”。独立储能为何成为装机主体？独立储能不依附于特定新能源项目，可独立参与电力市场获取多重收益，商业模式更加灵活。2025年独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机占比达51.2%。在华北、华中、华东、南方地区，独立储能占比均已超过五成。独立储能的收益模式。“容量收益+电能量收益为主，辅助服务等其他收益为补充”——这是“十五五”时期电网侧独立储能的核心收益模式。在电力现货市场连续运行后，有序建立可靠容量补偿机制，引导新型储能合理建设。独立储能的投资逻辑变化。随着新能源不再强制配储，独立储能的市场化投资逻辑更加清晰：项目收益不再依赖单一新能源项目的捆绑，而是通过参与电力市场获取多元收益。这一变化要求投资者更加关注项目选址（所在地区电力市场成熟度、峰谷价差水平）、技术选型（响应速度、时长配置）和运营能力（市场交易策略）。（数据来源：国家能源局、《中国新型储能发展报告2026》）。H2：长时储能——4小时及以上市场的爆发前夜。长时储能装机占比大幅提升。截至2025年底，4小时及以上新型储能装机占比27.5%，同比增加12.1个百分点。西北地区率先开展中长时储能技术探索，4小时及以上储能装机已超过五成，已超过2—4小时储能装机占比。长时储能的技术路线。压缩空气储能：单站规模从1万千瓦级发展至30万千瓦级，储能效率从不足60%提升至70%左右。湖北应城、山东肥城两座30万千瓦级电站已并网发电。全钒液流电池储能：累计投运装机从2020年底约2万千瓦提升至123.5万千瓦，电堆功率从30千瓦级提升至70千瓦级，循环寿命2万次。长时储能的政策支持。“十五五”时期，国家能源局将重点推动长时储能发展。日本2025年第三轮长期脱碳电源拍卖机制将6小时及以上长时储能纳入标的。英国通过长时储能“收入上限与下限”机制为项目提供20—25年收入保护。长时储能的投资机会。4小时及以上长时储能在西北等新能源高渗透率地区需求迫切。随着新能源装机占比持续提升，跨日调节需求将推动更长时长储能发展。液流电池、压缩空气储能等长时储能技术已进入规模化发展初期，成本持续下降。（数据来源：《中国新型储能发展报告2026》、国家能源局）。H2：构网型储能——支撑新型电力系统的新技术方向。什么是构网型储能？构网型储能是指具备主动支撑电网电压和频率能力的储能系统，可模拟同步发电机的惯量和阻尼特性，为新型电力系统提供稳定支撑。构网型储能的应用进展。国家能源局将8个构网型技术项目纳入第一批新型电力系统建设能力提升试点。构网型储能已实现在电源侧、电网侧规模化应用，并呈现逐步向用户侧、微电网应用延伸的趋势。构网型技术在锂离子电池储能之外的技术路线中加速渗透，构网型飞轮储能、构网型全钒液流电池储能等均取得阶段性进展。西藏通过构网型储能附加动态阻尼控制有效降低了电网低频振荡风险。构网型储能的投资价值。随着新能源发电占比提升，电力系统惯量降低、频率稳定风险增加。构网型储能作为提供“虚拟惯量”的关键技术，将成为高比例新能源电力系统的刚需装备。（数据来源：《中国新型储能发展报告2026》、国家能源局）。H2：储能项目开发行动指南。第一步：选对区域。重点关注电力现货市场已正式运行的地区（山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江）和已建立容量补偿机制的省份（内蒙古、河北、甘肃、湖北等）。第二步：明确技术路线。2—4小时储能仍是主流，占65.6%。4小时及以上长时储能在西北等地区需求快速增长。构网型储能技术是差异化竞争的关键方向。第三步：设计收益模型。构建“容量收益+电能量收益+辅助服务收益”的多元化收益组合。关注所在地区现货市场峰谷价差水平、辅助服务市场交易品种和容量补偿标准。第四步：关注政策窗口。《“十五五”新型储能实施方案》将是未来五年最重要的政策文件。各省将据此制定本地区发展规模和布局，建议提前与地方政府对接。避坑指南。 避免在电力市场机制不完善的地区盲目投资。 警惕低质低价竞争——报告明确“鼓励新型储能企业'价值竞争'”。 重视项目全生命周期管理，关注《新型储能项目管理规范》修订动态。 关注电网侧独立储能清单管理要求——“国家定规模，各地定项目”。延伸阅读。以上为报告核心趋势分析，如需获取完整报告详细数据及全部案例，请访问下载页下载完整PDF报告。FAQ。问：独立储能如何获取收益？答：主要通过三种方式：电能量市场（现货市场峰谷价差）、辅助服务市场（调频、备用等）、容量市场/容量补偿。“十五五”将构建“容量收益+电能量收益为主，辅助服务为补充”的收益模式。问：哪些地区储能项目收益最好？答：电力现货市场已正式运行的地区（山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江）和已建立容量补偿机制的省份（内蒙古、河北、甘肃、湖北等）收益前景较好。问：4小时及以上长时储能的市场前景如何？答：4小时及以上长时储能装机占比已从15.4%升至27.5%，西北地区已超五成。“十五五”将重点推动长时储能发展，液流电池和压缩空气储能已进入规模化发展初期。问：新能源不再强制配储对行业有什么影响？答：2025年2月政策明确“不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件”，推动储能从“政策驱动”转向“市场引导”，储能项目需要靠自身在电力市场中的调节价值获得收益。问：构网型储能是什么？有什么投资价值？答：构网型储能具备主动支撑电网电压和频率的能力，可模拟同步发电机惯量。随着新能源占比提升，构网型储能将成为高比例新能源电力系统的刚需装备。数据来源说明。本报告数据来源于国家能源局、国家发改委、工信部、各地方政府公开文件、《中国新型储能发展报告2026》、各企业公告及公开报道。报告期为“十四五”期间及2025年全年。