“十五五”規劃綱要明確提出，要扎實推進新型儲能等關鍵技術創新，大力發展新型儲能，將新型儲能定位為新型能源體系的核心支撐，正式納入國家戰略性新興支柱產業。“十五五”時期是我國實現碳達峰目標的攻堅期，也是新型電力系統建設的關鍵期。作為支撐新型電力系統的重要技術和基礎裝備，新型儲能對推動能源綠色轉型、保障能源安全、促進能源高質量發展、全面落實碳達峰碳中和目標具有重要意義。在這一進程中，新型儲能的角色定位正發生著根本性的變化——從電力系統的“補充角色”轉變為不可或缺的“關鍵支柱”。然而，站在從“政策驅動”向“市場驅動”切換的歷史節點上，新型儲能的發展之路并非坦途。政策如何演變?規模如何合理確定?面臨哪些挑戰?長時儲能與構網型前沿技術如何突破?本文試圖就這些若干關鍵問題進行深入探討，與大家交流。

一、政策變化：從“強制配儲”到“市場驅動”的深層邏輯

回顧“十四五”時期，我國新型儲能的爆發式增長很大程度上得益于新能源“強制配儲”政策的強力推動。這一政策為儲能產業的規模化發展奠定了堅實基礎，但也帶來了“建而不用”“利用率偏低”以及產能過剩等問題，儲能產業在一定程度上陷入了“為配而配”的畸形發展軌道。

過去一年，一系列重磅政策文件密集出臺，為新型儲能規模化、高質量發展指明了方向。2025年2月，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》(發改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”)，明確取消新能源項目強制配置儲能的要求，儲能電站可作為獨立主體參與電力市場交易。2026年1月，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于完善發電側容量電價機制的通知》(發改價格〔2026〕114號，以下簡稱“114號文”)，首次在國家層面建立了電網側獨立新型儲能的容量電價機制，進一步激發了新型儲能市場需求的釋放。

以136號文和114號文的出臺為標志，政策邏輯從“要我建”轉向“我要建”，從“政策驅動”全面邁向“市場價值驅動”。具體體現在三個方面：一是“強制配儲”退出，儲能不再是新能源并網的前置條件，必須憑借真實市場價值參與競爭;二是“容量電價”落地，為獨立儲能提供了穩定的“壓艙石”收益，形成了“電能量+輔助服務+容量電價”的三元收益結構;三是市場地位確認，政策首次明確新型儲能作為“系統核心調節資源”的法定地位，賦予其與煤電等傳統電源“同工同酬”的權利。

這一系列政策變化，標志著儲能行業正經歷一場深刻的蝶變：儲能不再是新能源的“成本包袱”，而是提升綠電價值、增強市場競爭力的核心資產;不再是電網的“被動接受者”，而是通過現貨市場價格信號引導自主優化充放電策略的獨立市場主體。政策的“有形之手”正逐步讓位于市場的“無形之手”，將優勝劣汰的權力交還給市場。

二、發展潛力：超3.7億千瓦的裝機規模與市場空間

“十四五”時期，我國儲能發展速度與規模遠超預期。截至2025年底，我國已建成投運的新型儲能裝機規模已經達到了1.36億千瓦，較2024年底增長84%，與“十三五”末相比增長超過40倍，實現了跨越式的發展，裝機規模穩居世界第一。在全新定位和政策驅動下，“十五五”時期新型儲能的發展空間依然廣闊。根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)發布的《儲能產業研究白皮書2026》顯示，到2030年我國新型儲能累計裝機將超過3.7億千瓦，較“十四五”末增長1.5倍以上。

需要強調的是，這一規模的增長并非“大水漫灌”。新型儲能是新型電力系統不可或缺的重要組成部分，其戰略價值與功能價值貫穿源、網、荷各環節，是保障電力系統安全穩定運行、提升新能源消納水平的關鍵支撐。在電源側，新型儲能扮演“調節器”角色，平衡新能源的波動性與間歇性，該側將以4小時以上的長時儲能為主。在電網側，新型儲能作為“平衡器”，平抑電壓頻率波動，提高系統韌性，獨立儲能將發揮骨干作用，時長介于2至6小時。在負荷側，新型儲能是“助推器”，幫助用戶平抑用能成本，聚合分散資源參與電力市場交易。

展望未來，新型儲能的發展前景廣闊。從政策環境看，2025年9月24日，習近平主席在聯合國氣候變化峰會上宣布我國新一輪自主貢獻目標，明確2035年全國風電、太陽能發電總裝機容量要達到2020年的6倍以上、力爭達到36億千瓦以上。要實現2035年自主貢獻目標，未來10年每年還需新增約2億千瓦左右風光裝機。而新能源裝機的持續高速增長，將為新型儲能創造巨大的剛性配套需求。從收益機制看，容量電價、電能量市場、輔助服務市場構成完整收益體系，為企業提供了穩定的預期。新型儲能被確立為調節性資源，可與煤電等同臺競技。總體來看，機遇顯著大于挑戰。

三、存在的主要問題：繁榮背后的隱憂

盡管我國新型儲能發展取得了歷史性成就，奠定了全球領先的產業基礎與制度優勢，但在從政策驅動向市場化自主造血、從規模擴張向質量效益提升轉型的關鍵階段，長期積累的體制機制障礙、結構性矛盾、監管體系缺位、區域協同不足等深層次問題依然存在，也是制約新型儲能高質量發展的核心堵點。從市場機制、技術結構、行業生態、監管治理和區域協同五個維度審視，主要表現在以下五個方面。

一是市場機制尚不完善，價值回報與成本投入不匹配。儲能項目盈利渠道單一，主要依賴峰谷電價差套利，調峰、調頻、備用容量等多元價值在電能量和輔助服務市場中未獲充分價格回報。容量電價機制處于初期，補償標準不夠清晰，時長折算系數未能體現長時儲能的長周期價值，項目收益依賴政策波動，穩定回報機制尚待形成。

二是技術路線較為單一，長時儲能發展仍需加強。鋰電池儲能占比超過95%，技術路徑集中，上游鋰資源對外依存度高。長時儲能占比不足1%，難以滿足高比例新能源接入后電網的長周期平衡需求。全固態電池等前沿技術尚處研發階段，技術儲備亟待加強。

三是市場競爭激烈，企業經營壓力凸顯。近年來系統設備價格降幅較大，但部分企業為搶占市場份額，采取低價投標策略，導致“增量不增收”的現象增多。成本空間的持續壓縮，對產品質量和長期循環壽命的保障產生一定影響。“增收不增利”的困境也依然存在，進一步削弱了企業的研發投入能力，不利于技術突破及長遠發展。

四是安全監管體系有待完善，全生命周期閉環管理尚需健全。當前儲能行業在安全監管領域仍存在提升空間，事前審批較受重視，事中事后監管和運行評估有待加強。已投運電站缺乏強制性后評估和定期檢測，部分電站運行質量有待改善。安全標準與工程場景存有差距，退役電池回收網絡尚不健全，部分廢舊電池未進入正規渠道，帶來環保安全隱患。

五是區域協同機制尚不完善，全國統一市場建設面臨挑戰。各省市在儲能配置比例、調用優先級、并網驗收標準等方面規則不一，制約儲能資源跨區域優化配置。西北地區亟需長時儲能但經濟性承壓，南方地區經濟性較好但土地緊張，資源與需求空間存在錯配。大型儲能基地因跨省跨區調度補償規則不清晰，難以充分參與負荷中心電力調節，規模效應有待發揮。

四、重點突破：長時儲能與構網型儲能的深度剖析

在國務院新聞辦公室(6月26日)舉行“開局起步‘十五五’”系列主題新聞發布會上，國家能源局相關負責人強調重點聚焦攻關突破關鍵新技術。要加快構網型技術、長時儲能技術、100%新能源大基地輸電技術等創新應用，實施“人工智能+電網”工程，給電網裝上智慧的“大腦”。在研究新型儲能的發展中，技術路線迭代提速，長時儲能與構網型儲能有著獨特的作用。綜合研判，長時儲能可解決新能源發電與負荷需求之間的“時間錯配”問題，構網型儲能可解決高比例新能源接入后電力系統的“穩定支撐”問題，二者互為補充，共同構成新型儲能邁向主力能源地位的技術基石。

(一)長時儲能：從“短時調節”走向“長時平衡”

長時儲能(LDES)一般指額定功率下持續放電不低于4小時的儲能技術，能夠支撐跨日、跨周乃至跨季節的電力平衡，可細分為中長時(4—10小時)、長時(10小時—1周)和超長時(>1周)。隨著新能源裝機占比持續攀升，凈負荷曲線將由“鴨子曲線”演變為更陡峭的“峽谷曲線”，極端天氣對長時平衡能力提出剛性需求。長時儲能被視為新型電力系統的“壓艙石”，其戰略價值已上升至保障能源安全的高度。

當前長時儲能技術主要包括機械儲能、電化學儲能、熱儲能和氫儲能四大類。機械儲能中，抽水蓄能最為成熟但受地理約束;壓縮空氣儲能(CAES)可實現百兆瓦級、效率65%—70%，同樣依賴鹽穴或人工硐室;重力儲能尚處工程驗證階段。電化學儲能中，全釩液流電池因功率與容量解耦、本質安全、循環壽命超15000次，適合8—12小時場景，但初裝成本偏高，關鍵離子交換膜依賴進口;鋰離子電池時長超4小時后成本線性上升，且存在熱失控風險與資源約束;鈉離子電池處于中試階段。熱儲能中，熔鹽儲熱主要用于光熱電站。氫儲能可實現跨季節儲能，但“電—氫—電”往返效率僅30%—40%，尚難規模化。

長時儲能面臨的核心挑戰包括：經濟性瓶頸(4小時以上度電成本顯著升高，10小時以上年利用不足10次)、技術成熟度不足(核心材料與裝備依賴進口)、市場機制缺位(容量電價折算系數未充分體現長周期價值)、資源與供應鏈風險(鋰、鈷、鎳對外依存度高)。

針對上述挑戰，國家已多維布局。2025年8月《新型儲能規模化建設方案(2025—2027)》提出2027年裝機達1.8億千瓦以上，重點支持長時儲能;2026年5月《促進長時儲能技術發展的指導意見》首次明確“4小時以上”為長時儲能;114號文建立了按放電時長折算的容量補償機制。展望“十五五”，長時儲能將從示范驗證邁向商業化推廣，西北、華北等新能源高占比地區將成為主要應用市場。

(二)構網型儲能：從“被動跟網”到“主動建網”

傳統儲能變流器普遍采用“跟網型”(Grid-Following)控制，依賴外部電網信號，在弱電網或極端工況下易失穩。而構網型儲能(Grid-Forming)以電壓源模式運行，采用虛擬同步機(VSG)控制策略，能夠自主建立并維持電網的電壓、頻率與相位，具備孤島運行和黑啟動能力。跟網型是“被動跟隨”，構網型是“主動建網”。在新能源高占比電力系統中，傳統同步發電機逐步退出，系統慣量下降成為重大安全風險。構網型儲能以毫秒級響應提供“虛擬慣量”，不僅是能量的吞吐者，更是電網穩定的主動構建者。

構網型儲能的價值體現在：提供虛擬慣量、主動穩壓調頻、弱網/離網適配、提升消納能力。當前面臨的發展瓶頸包括：成本偏高(較跟網型高10%—20%)、技術難度大(多機協同、故障穿越、寬頻振蕩抑制等)、標準與測試體系滯后、商業模式薄弱、規模化不足(國內滲透率僅約1.5%)。

國家已將構網型儲能列為關鍵技術，自2026年起新建儲能項目將根據電網需求逐步要求具備構網能力。并網標準正在修訂，部分地區試點“慣量響應”專項服務費，容量電價與輔助服務補償向構網型儲能傾斜。展望“十五五”，構網型儲能將從示范走向小批量推廣。尤其值得關注的是，構網型控制技術與長時儲能本體的融合——如構網型全釩液流電池或構網型壓縮空氣儲能——將產生“1+1>2”的效果，這將是“十五五”后期技術創新的重點方向。

五、政策建議與未來展望

為推動新型儲能產業邁向高質量發展的新階段，必須采取更加精準、務實的政策措施。

一是強化規劃統籌，引導理性投資。科學編制“十五五”新型儲能發展規劃，建立“全國—區域—省級”三級規劃銜接機制，精準預測總量和結構，建立產能利用率監測與預警機制，引導社會資本理性投資，避免無序競爭與產能過剩。

二是深化價格機制改革，筑牢收益基石。落實并細化容量電價機制，對長時儲能、構網型儲能等提供差異化、高水平的容量補償。加快完善電力現貨和輔助服務市場，實現“電能量+輔助服務+容量”的多重收益。探索建立儲能綠色價值認證與交易機制。

三是強化科技創新，突破關鍵技術瓶頸。將技術攻關置于更為突出的位置，集中力量突破制約產業升級的關鍵核心技術。加快壓縮空氣儲能、液流電池的大規模示范驗證，推動核心材料(如離子交換膜、高壓壓縮機)和關鍵裝備的國產化替代。鼓勵人工智能與儲能技術的深度融合，利用AI優化儲能系統運行策略、設備運維與電力市場交易決策，提升儲能資產的整體運營效益。

四是完善標準體系，守住安全底線。 加快制修訂儲能電站全生命周期安全標準，針對鋰離子電池熱失控防控、液流電池系統集成、壓縮空氣儲能選址等細分領域出臺專項標準。建立分級分類準入和驗收制度，將運營指標與政策補償掛鉤。

五是拓展應用場景，釋放市場潛力。推廣“新能源基地+高載能產業”綠電直連模式，支持虛擬電廠和車網互動(V2G)發展，在工業園區、商業綜合體、數據中心等場景推廣“光伏+儲能+充電”一體化模式，探索儲能參與碳交易、綠色電力證書交易等新興市場。

展望“十五五”，新型儲能的發展之路正越走越寬，但也充滿挑戰。這是一場從“配角”到“主角”的身份蛻變，也是一次從“政策襁褓”到“市場搏擊”的能力大考。唯有通過持續的政策創新、技術突破和商業模式探索，讓市場的“無形之手”與政府的“有形之手”形成合力，長時儲能與構網型技術等“尖兵”方能脫穎而出，新型儲能才能真正成為支撐新型能源體系、保障能源安全、實現“雙碳”目標的堅強基石。

(作者簡介：黃少中系中國能源研究會首席專家、雙碳產業合作分會主任;張娣玲系北京絲路新時代能源咨詢有限公司研究員。)