研究对象：新型储能行业（电化学储能为主，涵盖压缩空气、液流、钠离子、构网型等技术路线，区别于抽水蓄能等传统储能）
报告时点：2026年10月
数据优先区间：2026年1—9月（可含2025年末数据节点）
摘要
2026年是中国新型储能行业从规模化发展迈入市场化发展的转折之年。截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%；截至2025年底累计装机1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长84.3%，约占全球50%，已超过抽水蓄能成为第一大调节性资源。行业长期增长空间被顶层设计锁定：《新型电力系统建设"十五五"规划》提出"十五五"时期新增新型储能约1.6亿千瓦，到2030年全国新型储能规模达3亿千瓦。制度层面，2026年1月发改价格〔2026〕114号文首次从国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制；2026年9月浙江印发电网侧独立储能参与电力市场方案并于10月1日实施，标志着独立储能从"建得起"向"用得好、赚得到"切换。技术路线上锂离子电池仍占主导（超96%），压缩空气、全钒液流、钠离子、构网型储能加速突破，4小时及以上长时储能装机占比同比提升12.1个百分点。新需求侧，AI数据中心成为储能重要增长极，2026年上半年中国企业储能海外订单签约298GWh、同比增长83%。与此同时，行业仍面临收益依赖峰谷价差、辅助服务品类不丰富、部分项目"建而不用""连续亏损"、长时储能经济性偏弱等挑战。
一、新型储能的定义与战略地位
新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的各种储能技术总称。与抽水蓄能相比，新型储能建设周期短、选址简单灵活、响应速度快、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，可以分布式部署在电源侧、电网侧和用户侧，深度嵌入电力系统的各个环节。从技术原理看，新型储能主要分为电化学储能与物理储能两大类：电化学储能通过电池内部化学反应实现能量存储与释放，具有响应速度快、部署灵活等特点；物理储能则利用空气、水体、热能等介质储存能量，更适合大规模、长时储能场景。
新型储能已成为新型电力系统的关键支撑力量和国家能源战略的重要支柱产业。国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》显示，截至2025年底，全国新型储能累计装机规模1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长84.3%，约占全球50%，已超过抽水蓄能成为第一大调节性资源。在电力保供方面，2025年迎峰度夏期间全国超过20个省级电网负荷创新高，多个省份新型储能最大顶峰功率接近统调新型储能放电功率，占比超90%；在新能源消纳方面，2025年储能消纳新能源电量超300亿千瓦时，促进新能源利用率提升约2个百分点；利用水平上，2025年全国储能平均利用小时数达1195小时，较2024年提升超20%。
二、装机规模与增长态势
中国新型储能装机在"十四五"期间实现了从商业化应用初期到规模化发展阶段的跨越。装机规模呈阶梯式扩张：2024年底全国新型储能装机7376万千瓦；截至2025年底达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长84.3%；截至2026年6月底达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。中关村储能产业技术联盟（CNESA）口径下，2026年上半年中国新型储能累计装机规模达168.3GW/448.7GWh，同比增长59%、71%。
值得注意的是，2026年上半年新增投运装机21.81GW/58.60GWh，功率和能量规模同比分别下降18%和16%，新增投运项目数量同比下降51%。但这一下降并不意味着市场需求走弱，而是储能建设节奏正在回归常态——项目大型化、长时化趋势明显：百兆瓦级以上项目数量占比同比提升8%，新增项目平均储能时长达2.69小时，同比增长2.3%。
长期目标方面，2025年9月印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出到2027年全国新型储能装机规模达1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元；2026年《新型电力系统建设"十五五"规划》进一步提出"十五五"时期全国新增新型储能约1.6亿千瓦，新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约8000万千瓦、等效顶峰时长力争达到4小时，到2030年全国新型储能规模达到3亿千瓦、电网侧独立新型储能达到1.4亿千瓦。CNESA预测"十五五"期间中国新型储能累计装机年均复合增长率约20.7%至25.5%，尽管增速较爆发期放缓，但绝对增量依然可观。
全球视角下，2025年全球新型储能新增装机超过113.3吉瓦，累计装机规模已占电力储能市场的56.2%，预计到2034年全球储能累计装机容量将达到1545吉瓦。中国约占全球累计装机的一半，是全球新型储能产业增长的主要贡献者。
三、政策体系与市场化机制改革
国家按照"先顶层设计，后专项政策，梯次推进"的思路，构建起覆盖全面、衔接有序、协同发力的政策体系。"十四五"初期，国家有关部门印发《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》，首次明确新型储能发展目标；2025年印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》进一步锚定阶段性发展目标，形成从顶层设计到落地实施的全链条政策闭环。
2026年是市场化机制改革的突破之年。一方面，《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》标志着新型储能发展正从政策驱动加速转向市场引导；另一方面，2026年1月30日国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次在国家层面建立电网侧独立储能容量电价机制。文件分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，并明确提出电力现货市场连续运行后有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰的贡献。
在顶层设计引领下，地方层面机制创新多点突破，为新型储能通过市场获取合理收益开辟了多元通道，行业内生发展动力显著增强。
四、容量电价与独立储能收益模式
114号文的核心突破在于首次从国家制度层面认可了新型储能的容量价值。文件明确，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——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，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。
文件同时设计了"容量电价→可靠容量补偿"的双轨过渡路径。电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础；补偿范围可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组。可靠容量补偿机制建立后，相关机组不再执行原有容量电价。配套方面，调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用；现货市场连续运行地区，电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行。
独立储能已成为新增装机的绝对主力。2026年上半年独立储能新增装机15.1GW，装机占比69.3%，占比同比提升13.9个百分点，行业正式步入"容量电价+电能量市场+辅助服务市场"三维收益运营新阶段。专家建议进一步构建"容量电价+电量电价+辅助服务+新业态增收"的多元收益模型，推动新型储能参与虚拟电厂、绿电交易、碳交易、需求响应等新兴市场，从而稳定独立储能电站的合理投资收益。
五、电力市场规则：现货与辅助服务
省级现货市场规则正在从试点走向标准化。以浙江2026年9月15日印发、10月1日起实施的《关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知》为代表，统调电网侧储能参与现货电能量市场和调频辅助服务市场，非统调电网侧储能参与现货电能量市场但不参与调频辅助服务市场。
在申报机制上，储能调度单元以自计划方式参与现货电能量市场，须在竞价日前一天（D-2）16:00前通过交易平台上报运行日96点自计划曲线和起始时刻的荷电状态（SOC）；迟报、漏报或不报者默认采用常设申报或零申报。竞价日（D-1）9:30前，电力调度机构对自计划曲线开展SOC合规校验，不满足SOC约束的时刻充放电功率置零。
在调频辅助服务方面，浙江将调频容量需求参数调整为120万千瓦；储能调度单元按日选择是否参与调频，须在D-1日10:15前完成调频里程报价和调频容量申报，申报调频容量不得低于自身装机容量的60%，也不得超过装机容量。在结算上，电网侧储能采用"日清月结"模式，按日发布日清分结果、按月按户号结算电费；充电电价包括上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用、输配电价和政府性基金及附加。浙江同时明确，推动电网侧储能2027年1月1日起以"报量报价"方式参与现货市场。
在电源侧，山东2026年8月印发的《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》推动新能源场站配建储能日内调整充放电计划、参与现货实时市场，新能源场站与配建储能一体联合参与市场，出力计量口径为新能源场站发电功率叠加配建储能功率之和。
六、技术路线谱系
过去十余年，液态锂离子电池凭借高能量密度和成熟产业链主导着电化学储能市场，在新型储能中占比超过96%。电芯容量、能量密度、循环寿命、安全性能快速迭代升级，314Ah电芯成为存量主流、500Ah以上大容量电芯成为新建首选。
与此同时，多元技术路线加速突破，形成差异化分工格局。在电化学储能方面：固态电池使用固态电解质传导离子，从根本上降低起火和热失控风险，半固态（混合固液）储能锂离子电池已实现大规模电网级应用，全固态电池预计2028年前后启动商业化；钠离子电池资源储量丰富、低温性能好，中国科学院物理研究所与中科海钠联合建成量产线、实现百兆瓦时级钠离子储能系统示范应用，国家能源局口径下钠离子电池储能已实现10万千瓦时级大规模示范应用；液流电池将能量储存在外部电解液中，寿命长、安全性高，中国建成投运全球规模领先的大连全钒液流电池储能调峰电站（一期100兆瓦/400兆瓦时），全钒液流电池逐步形成从材料、部件到集成的自主知识产权体系；铁—空气电池利用"生锈—除锈"可逆反应储能，可缓慢放电100小时，核心原材料铁价格低廉。
在物理储能方面，压缩空气储能利用富余电力压缩空气储存在地下空间，中国自主研发的先进压缩空气储能已实现30万千瓦级商业化运行；飞轮储能利用高速旋转转子储存动能、爆发力强；熔盐储热、储冷通过热能存储实现能量调节。构网型储能技术也在加速渗透。
总体分工格局为：半小时以内的短时调频类应用以飞轮、超级电容器、高功率锂离子电池为主；10小时以内的中短时储能以锂离子电池为主，并向更安全的混合固液和全固态电池方向升级；发电侧与电网侧的长时储能则由液流电池、压缩空气储能、铁—空气电池、熔盐储热、储冷等技术共同支撑。截至2025年底，全国4小时及以上储能装机占比同比提升12.1个百分点，西北风光大基地率先规模化布局，长时储能被列为"十五五"核心发展方向。
七、应用场景：电源侧、电网侧、用户侧与AI数据中心
新型储能应用场景已涵盖电网侧独立储能、用户侧储能、台区储能、新能源场站配建储能等多种类型。行业发展也从"新能源+储能"模式向一体化建设、一体化调度转变。
在电源侧，山东按市场导向、按需配置、安全高效原则支持新能源场站科学配储，在运、纳规光伏和风电场站新增配储总功率上限分别暂定为新能源装机功率的50%和30%；配建储能优先利用场站内存量建设用地、闲置土地建设，支持以合同能源管理等第三方投资模式建设运营。在技术路线时限上，锂离子电池成熟路线应于纳入清单后1年内建成并网，钠离子电池、液流电池或固态、半固态电池等新技术路线应于18个月内建成并网。
在电网侧，独立储能已成为专业化运营的主体。《新型电力系统建设"十五五"规划》明确加快布局一批可承担顶峰保供任务的电网侧独立新型储能电站，独立电站凭借毫秒级响应和灵活充放电能力，可在高负荷峰值时段迅速释放电能，并提供调频、调压和瞬时功率支撑。
在用户侧和新兴场景，AI正成为储能需求增长的新驱动力。2026年上半年，人工智能数据中心成为储能重要增长极，相关新品集中涌现，涵盖高倍率电芯、备电系统及综合解决方案等。大模型训练和AI算力中心用电需求快速增长，谷歌、微软、Meta、亚马逊等科技巨头纷纷布局长时储能项目，新型储能正成为支撑AI时代的重要底层能力之一。国内企业围绕"风光配储+绿电直连""构网型储能平滑负荷""直流储能替代传统UPS"等路径，为智算中心提供零碳电力底座。
八、产业链与产业格局：出口与全球化
中国新型储能产业拥有从材料、电芯、系统集成到PCS、EMS的完整产业链。在政策、市场双重驱动下，产业规模跨越式增长，锂离子电池储能继续保持主导地位，电芯容量、能量密度、循环寿命、安全性能快速迭代。
全球化方面，2026年上半年中国企业储能海外订单签约规模达298GWh，同比增长83%，出海模式正从单纯产品出口向海外建厂、本地化服务与技术合作综合输出演进。全球新型储能2025年新增装机超过113.3吉瓦，累计占电力储能市场56.2%，预计2034年全球累计达1545吉瓦，中国约占全球累计装机的一半。
产业格局方面，独立储能新增装机占比持续提升（2026年上半年达69.3%），系统集成商从分散竞争向头部集中演进；大储系统集成商凭借规模效应和毛利率双升空间，成为产业投资焦点。
九、区域实践：浙江与山东
地方层面形成两条差异化主线。浙江代表市场化交易先行：2026年9月三部门印发的电网侧独立新型储能参与电力市场方案自10月1日起实施，明确统调参与现货加调频、非统调参与现货的分层准入，建立D-2申报、D-1校验、日清月结的完整流程，并规划2027年1月转向"报量报价"，为全国独立储能入市提供了可复制的操作框架。
山东代表配储规范化：2026年8月印发的632号文从配储比例（光伏50%、风电30%）、建设时限（锂电1年、新技术18个月）、办理流程简化、接入容量分配、联合参与现货市场、安全管理（5兆瓦以上值班、5万千瓦时以上电池抽样检测）等方面，系统规范新能源场站配建储能，推动配储从"强制配建"向"按需配置、源储一体化"转型。
两地分别从电网侧和电源侧推动储能从"建得起"向"用得好"演进，与国家层面114号文容量电价机制形成央地政策协同。
十、挑战与展望
尽管成就显著，行业仍面临多重挑战。其一，收益稳定性不足：当前新型储能电站运营收益高度依赖电能量市场峰谷价差，受电力现货市场电价波动影响较大，缺乏稳定收益机制支撑；辅助服务市场向新型储能开放的产品不丰富，容量电价机制落地实施仍需时间。其二，部分项目布局与区域电网实际调节需求衔接不足，易出现"建而不用""连续亏损"等问题。其三，长时储能经济性偏弱：全钒液流、压缩空气等长时储能项目初始投资门槛较高，市场资本参与意愿偏弱；专项扶持政策供给不足；系统效率偏低、能量损耗推高充电成本，叠加系统运行费上涨，项目收益被压缩；隔膜、大功率压缩机等核心装备规模化量产不足，规模降本效应未能充分释放。其四，技术规范和标准指引仍需完善，独立储能电站建设和运维的成熟标准尚在形成中。
展望"十五五"，新型储能将由规模化发展阶段步入市场化发展阶段。政策端已通过114号文和"十五五"规划给出容量价值锚点和长期规模目标（2030年3亿千瓦）；市场端辅助服务品类开放、现货价格形成、长时储能经济性仍需2—3年完善。行业核心矛盾正从"装机不足"转向"收益不稳"，处于制度红利释放初期。随着容量电价补偿落地、独立储能参与现货和调频常态化、AI数据中心配储放量、海外订单持续高增，中国新型储能行业有望在2026—2030年完成从政策驱动到市场驱动的关键切换，成长为支撑新型电力系统和能源强国建设的新兴支柱产业。
总结
2026年的中国新型储能行业站在规模化与市场化的交汇点上。装机规模上，1.53亿千瓦的存量基数、1.6亿千瓦的"十五五"新增目标、3亿千瓦的2030年愿景，构成清晰的长期增长曲线；制度建设上，114号文容量电价机制、浙江独立储能入市方案、山东配储规范化文件，共同编织起"容量价值+电能量市场+辅助服务"的收益网络；技术与场景上，锂电主导、长时多元、AI数据中心配储爆发、出海订单高增，打开了产业新空间。但收益依赖峰谷价差、部分项目闲置亏损、长时储能经济性不足等问题，仍需通过市场机制完善、标准体系建设和核心装备降本逐步化解。总体判断，新型储能行业正处于从"建得多"到"赚得稳"的转型关键期，未来3—5年是商业模式验证和行业格局定型的窗口。
参考文章
- 新型储能按下"加速键" 赋能新型电力系统建设---国家能源局
- 关于完善发电侧容量电价机制的通知(发改价格〔2026〕114号)-国家发展和改革委员会
- 省发展改革委 省能源局 浙江能源监管办关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知
- 关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知
- 新型储能装机阶段性回调，产业开启"价值重构"新阶段
- 不止于"储电"，新型储能重塑能源未来
- 新型储能成为第一大调节性资源---国家能源局