2026年新型储能行业深度解析

2026年对新型储能行业而言，既是政策密集调整的一年，也是行业在调整中锚定高质量发展方向的一年。一季度，国家发改委、国家能源局联合发布《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》（业内称“136号文”），取消了新能源项目强制配储的硬性规定，标志着行政指令式配储时代的终结。二季度，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》全面落地，明确提出到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，三年内带动项目直接投资约2500亿元，为行业稳定了中长期发展预期。与此同时，中国电力企业联合会发起了抵制新型储能“内卷式”恶性竞争的行业自律倡议，国家能源局也随即表态将建立健全公平有序的市场生态，为行业健康发展注入正能量。

2026年是“十五五”规划实施的开局之年，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、全面落实碳达峰碳中和目标具有重要意义。

一、2025年行业发展回顾

（一）政策体系持续完善，应用场景不断拓展

“十四五”以来，我国新型储能实现了从研发示范向市场化商业化的关键跨越。储能已从单一的电网调节器深入工业园区、光储充电站、数据中心等多元领域，成功为多个行业赋能。国家和地方层面在发展规划、调用运行、安全管理、价格机制等方面的政策不断完善，为产业持续发展提供了制度保障。

（二）技术迭代加速，多元化技术路线齐头并进

在锂离子电池持续技术迭代与降本的同时，600MW等级压缩空气储能、300MW级液流电池储能、百兆瓦级飞轮储能等大型项目相继开工，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、固态电池储能等前沿技术加速发展，构网型储能应用增长显著，共同构成了多元互补、协同发展的产业新生态。

（三）装机规模再创新高，调节作用显著增强

截至2025年底，全国新型储能累计装机规模突破1.36亿千瓦，平均利用小时数超770小时。国家电力调度控制中心的集中调用数据显示，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座三峡水电站的容量，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提供了有力支撑。

（四）行业竞争加剧，“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。据企查查数据，2024年国内储能相关企业超20万家，其中全年新注册的储能企业将近9万家。在国内储能系统与电池中标价格方面，2025年系统中标价比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率已下降至个位数甚至微亏状态，锂电过快扩张被业内担忧可能重演光伏的价格战困局。这一背景下，中电联于2025年11月发起了关于抵制新型储能“内卷式”恶性竞争的倡议，呼吁电力企业、制造业企业、检测机构携手抵制低价竞标和无序竞争，共同维护市场秩序，保障电力系统安全。

二、2026年行业面临的新挑战

“136号文”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”的转型，还需要顺应供需逻辑变化，全面拥抱市场化。展望2026年，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模型，更需要关注电力市场建设和电力供需形势的深入分析。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关键。

（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，推动行业向市场化可持续发展的新阶段迈进。驱动装机增长背后的逻辑正在发生根本性转变——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，结合预计新增规模确定拟投资的储能规模与时长，进而选取合理的储能技术路线。

（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，分化源于各地区的资源禀赋、用电结构及储能在本区域的主要功能定位差异。储能在促进新能源消纳和保障电力供应方面均发挥着关键作用，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。

• 促消纳压力多见于三北地区，该类区域新能源富集但用电负荷相对较小、电力供应相对充足，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。
  

此外，新能源消纳底层逻辑正从大基地建设、大规模送出向就地消纳与跨区域输送并重转变。结合国家发展改革委、国家能源局近期印发的《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，需要着重关注微电网、源网荷储一体化与绿电直连项目接入电网要求所带来的新型储能尤其是构网型储能需求。

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结构性变化：

一是在电源侧，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，“光伏+储能”需求步入上升通道。在全面市场化新阶段，储能收益模式已从“指标获取隐性收益”转向“新能源+储能参与市场收益”，通过储能能量时移，光伏可在电能量市场中获取更高交易价格。

二是在电网侧，预计容量电价收入将补位此前储能容量租赁收入。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。随着容量电价机制落地和电力现货市场全面铺开，独立储能的收益结构正从单一的“价差赌博”转向“容量收益+电量收益+辅助服务收益”的三元结构。

电网侧独立储能电站的时长配置，将根据促消纳和保供的不同侧重出现区域分化：东部地区以保供为主要目标，2小时储能可满足晚高峰支撑需求；三北地区以促进新能源消纳为核心，4小时以上长时储能项目占比将显著提升。全国范围储能平均时长预计将达2.5小时左右。

三是在新型应用场景，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。AI算力中心的爆发式增长为储能开辟了新的应用空间。2025年由AIDC驱动的储能需求已全面开启，打开了长时储能的规模化应用空间。频繁变化的分时电价政策可能使2026年我国工商业储能电站的增长速度有所放缓，装机增长的重点区域也将随各地政策调整有所变化。

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，较2025年整体增长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的部署。展望2026年，伴随新型储能深度参与电力市场，预计还将从以下几方面完善政策布局：

一是加快推动独立储能可靠容量补偿政策落地。 各地将合理设定供需系数、时长系数及可用系数，实现储能的容量收益与电力供需、时长以及自身质量和性能相挂钩，充分发挥储能在电力系统中的支撑作用。容量电价机制的核心是以当地煤电容量电价标准为基础（165—330元/千瓦·年），根据储能顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1。这一机制已在甘肃、湖北等省份率先落地，为储能项目提供了稳定的保底收益预期。

二是针对电源配储，探索容量核定新路径。 各地将进一步探索“新能源+储能”“光伏+储能”等一体化项目容量的科学核定，适时推动一体化项目纳入可靠容量补偿或容量电价的容量核定范畴。中长时储能需求将被进一步激发。同时，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。

三是推动多元化技术路线协同发展。 在政策引导和示范效应下，液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等多元技术路线已在多地落地实施。压缩空气储能依靠大容量调峰优势成为长时储能的重要参与者，国内备案或在建项目已达数十吉瓦时级别。储能技术正从锂电单一路径向多技术协同演进，构成多元互补、协同发展的产业新生态。

四是完善储能参与电力市场的多层次制度安排。 伴随各省逐步推进现货市场连续试运行，储能参与电能量、辅助服务、需求响应等市场的制度空间有望进一步拓宽。各省将加快建立与电力现货市场相协调的储能收益结构——从单一峰谷套利走向“容量补偿保基本、电力现货和辅助服务增效益”的多元收益模式，推动储能深度融入新型电力系统运行体系。

2026年，中国新型储能产业正处于从“规模扩张”迈向“价值创造”的关键阶段。随着容量电价机制落地、电力现货市场全面铺开、构网型储能技术加速应用，储能将在新型电力系统中扮演更加核心的角色。产业正从行政命令驱动转向市场价值驱动，驱动储能装机增长背后的逻辑发生了根本性转变。未来几年，储能的收益结构将持续优化，商业模式日趋多元，行业发展韧性和可持续性有望显著增强。坚持技术创新、深耕具体应用场景、具备系统协同能力的企业，将在新一轮行业洗牌中获得更大的市场空间。

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