今年的政府工作报告再次明确“发展新型储能”。
新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术。2024年，“发展新型储能”首次被写入政府工作报告，今年已是连续第三次被提及。
近年来，随着中国风电、光伏等新能源规模快速扩大，其间歇性、波动性给电网安全稳定运行带来的挑战日益突出。储能如同电力系统的“充电宝”，可在新能源发电富余时储电、用电高峰时放电，既能提升风光消纳能力，又能为电网提供调峰、调频等辅助服务，增强系统灵活性与安全性。
在新能源快速发展的带动下，中国新型储能进入规模化发展阶段。数据显示，截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍。其中，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。
与此同时，2025年，全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。新型储能灵活调节能力日益凸显，2025年累计为新能源腾出消纳空间421亿千瓦时，夏季最大顶峰能力超3000万千瓦。
但在新型储能规模快速增长的同时，受电力市场建设进程、市场价格波动较小、辅助服务品种较少等因素影响，新型储能在市场的参与中尚难盈利。尤其是“政策配储”取消后，独立储能收益从“依赖租赁”到“市场收益”转变，增量项目丧失原有50%~70%的租赁收益，内部收益率降低至2.2%~3.5%。尽管部分省份已探索容量补偿替代租赁收益作为保底收益，但项目整体难以盈利。
针对这一行业痛点，政策层面迎来突破。今年国家首次将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价机制，形成“电能量市场、辅助服务市场、容量电价”三元收益结构，为产业可持续发展夯实经济性基础。1月30日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。
将电网侧独立储能纳入容量电价机制，有效补齐了新型储能的容量价值收益，推动项目收益模式从单一依赖市场化收益，转向“容量电价保底收益+市场化浮动收益”的双重保障，新型储能项目经济性将得到提升。
受政策带动，独立储能项目备案数量呈现爆发式增长。以经济大省广东为例，3月6日，第一财经记者在广东省投资项目在线审批监管平台检索“独立储能”后发现：2026年开年势头强劲，截至3月6日，备案通过项目已达79个，接近2025年全年180个的一半，是2024年全年47个的约1.68倍，更是2023年全年29个的约2.72倍。
业内人士认为，“十五五”时期，随着电力市场机制不断完善，新型储能将实现真正的市场化发展阶段，呈现三大趋势：一是依托容量电价保底与系统调节需求支撑，行业将保持稳步增长；二是技术路线走向多元，短期内以锂电池为主，中长期将实现中短时与长时储能协同发展；三是定位升级为“系统核心调节资源”，其保供应、促消纳、保安全的作用将更加突出。
