政策解读 | 推动新型储能规模化发展的三大抓手

新型储能“十五五”发展形势：

从“补充”到“支柱”的跨越与挑战

新型储能是构建新型能源体系的核心支撑，也是未来产业竞争焦点。“十四五”初期，国家提出新型储能的概念，将其作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，并先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策文件，逐步构建起覆盖战略规划、科技研发、学科建设、建设运营、技术标准的全链条政策体系。

在政策支持与技术进步的双轮驱动下，我国新型储能产业实现跨越式发展，截至2024年底，全国新型储能装机规模达到7376万千瓦，装机规模超过抽水蓄能，并占全球总装机40%以上，有力支撑了新型电力系统的建设。

然而，随着电力体制改革不断深化，新型储能发展也面临着市场机制变革和商业模式重构的挑战。如何稳定新型储能产业发展预期、完善相关运营模式和市场机制，成为当前行业发展亟待解决的核心问题，《方案》的印发恰逢其时，为“十五五”阶段新型储能发展指明了方向。

稳预期、促创新、强竞争：

推动新型储能规模化发展的三大抓手

一是以系统需求确定发展目标。“十四五”前期新型储能处于从商业化初期向规模化发展过渡阶段，行业发展的主要任务是实现技术装备自主可控、健全产业体系，新型储能在电力系统中的作用更多是作为传统储调资源的补充。“十四五”后期新型储能增速不断加快，2023-2024年平均增幅更是超过3000万千瓦，逐步成为具有竞争力的调节手段，并开始替代传统储调资源在电力系统深谷和尖峰时段发挥主力调节作用。而随着新能源强制配储模式的退出，新型储能盈利模式从固定租赁转为市场交易，经济模型重构加剧了项目短期收益的不确定性，导致2025年6月后新型储能新增装机规模出现回落。《方案》提出到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，该目标综合考虑新能源消纳、电力保供及各类调节性资源规划建设等因素，进一步确立了“十五五”阶段新型储能在电力灵活性资源中的核心地位，并预示未来三年新型储能合计增幅超过1亿千瓦，既与过去两年装机增速相衔接，又向行业释放了明确的需求信号，有效缓解市场对项目短期收益风险的担忧，为企业投资、技术研发提供稳定预期。

二是以模式创新破解交易障碍。当前新能源和新型储能均面临严峻的入市挑战。《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）明确新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，但新能源出力波动性导致其参与中长期市场交易面临考核压力，参与现货市场又因出力时段集中易出现价格踩踏现象。2025年6月以来，新能源装机同比增速连续下降，7月光伏新增装机近乎腰斩，市场化电价波动削弱了新能源投资信心。对此，《方案》提出“新能源+储能联合报价、一体化参与电力市场”的模式。与传统新能源配储侧重建设环节规模匹配不同，新模式更强调两者在运行环节的耦合：一方面，储能可平抑新能源出力波动，提升新能源市场议价能力与中标率；另一方面，新能源可为储能提供低成本电源，提升储能收益水平和稳定性。

三是以容量竞争保障公平收益。电力现货市场的核心功能是反映电能量的实时价值，但难以为容量资源提供长期、稳定的价格信号。具体而言，现货市场存在价格限制，无法充分体现负荷尖峰时段容量资源的顶峰价值。同时，抽水蓄能、煤电机组可享受容量电价，而新型储能、虚拟电厂等新兴调节资源的容量价值尚未被有效量化，导致其在与传统电力资源的竞争中面临不公平处境。国际上，美、英等国等电力市场已通过有效带负荷能力方法折算各类资源有效容量；在国内，甘肃、宁夏等省（区）也正在探索面向发电侧多类型资源的容量电价机制。目前在短时容量支撑场景下，新型储能容量成本已达到甚至低于火电和抽水蓄能水平，将其纳入容量机制不仅可保障新型储能公平收益，也有助于降低用户侧容量电费支出。为此，《方案》提出推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。长远来看，通过引入容量竞争机制，同步加强电能量市场和容量市场的衔接，做好常态化保供与应急保供的协同，可进一步实现对各类容量资源的精准激励。

总体而言，《方案》通过目标锚定、模式创新、机制完善为新型储能规模化发展搭建了清晰路径，其意义不仅在于推动新型储能产业自身成长，更在于为新型电力系统注入“灵活性基因”，通过新型储能的规模化应用推动新能源持续健康发展，最终助力“双碳”目标实现。