新型储能下一程：从规模扩张到价值兑现

11月13日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十五五”新型储能实施方案》（以下简称《实施方案》）。《实施方案》部署6方面16项主要任务，涉及构建新型储能多元应用场景，支持新型储能科技创新攻关，完善新型储能行业管理体系，健全新型储能发展市场机制，推动新型储能产业健康发展，深化新型储能国际交流合作。

业内人士向21世纪经济报道记者表示，“十五五”新型储能将迈向市场化，向长时化发展，需按场景匹配多元储能技术。民企将迎来更大参与空间，但行业仍面临交易机制不完善等难题，要依靠市场机制兑现储能多元价值，同时防范盲目扩张。

从规模化迈向市场化

当前，全球能源体系加速向清洁低碳、安全高效转型，新型储能是支撑新能源高比例消纳和电力可靠供应、保障电力系统安全稳定运行的关键核心技术。“十四五”以来，我国新型储能应运而兴，实现“从小到大、从弱到强”的跨越式发展。“十四五”新型储能各项发展目标圆满完成，产业全球领先地位持续巩固。截至2025年底，全国已建成投运新型储能1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，比“十三五”末增长超40倍。

“十五五”时期，新型储能进入新的阶段。《实施方案》明确，到2030年，新型储能由规模化发展阶段步入市场化发展阶段，全国新型储能装机规模达到3亿千瓦，平均储能时长3小时左右。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻向21世纪经济报道记者表示，“十三五”时期我国新型储能以工程示范为主，“十四五”实现规模化发展，“十五五”将从规模化发展向市场化过渡，增长动力由政策驱动切换为市场驱动。其定位已经从电力系统“关键支撑”升级为新兴支柱产业、新型电力系统“核心支柱”，承担促进新能源消纳、保障电力供应、维护系统安全稳定的使命。

3亿千瓦、平均时长3小时的目标设定遵循了新型电力系统建设需求，储能规模、时长、布局要和新能源、电网、负荷相适配，引导产业价值重构。实现这一目标最关键的抓手是健全“容量电价+电能量套利+辅助服务”三位一体市场收益机制，打通多重价值兑现路径；同时落实清单制与全周期项目管控，发展构网型、长时储能多元技术，构建源网荷协同配置格局，形成可持续商业闭环。

国家新型储能创新中心首席科学家、副总经理刘石向21世纪经济报道记者表示，“平均储能时长3小时左右”是到2030年的全国平均目标，指向长时化趋势；具体项目的规模和时长，应根据所承担的任务和实际运行条件确定。把拓展应用场景放在首位，体现了从实际需求出发确定储能功能和建设布局的要求，有利于推动新型储能由规模化发展阶段步入市场化发展阶段，实现规模、质量、效益协同提升。

推广钠离子电池应用

“十四五”以来，我国新型储能技术持续突破，创新成果加速转化落地，锂离子电池储能技术优势进一步巩固，长时储能产业化提速，多元新型技术路线持续探索，构网型储能技术加速渗透，人工智能赋能储能技术应用不断深入。

在科学布局新型储能创新方向方面，《实施方案》提出，加快锂离子电池储能迭代升级，推广钠离子电池储能应用。推动压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等从试点应用向商业化应用过渡。鼓励超级电容、压缩二氧化碳储能、液态空气储能、重力储能、熔盐储热等技术试点应用。支持固态电池、热泵储电、热储能、氢储能等前沿技术储备。

“十五五”期间，新型储能技术路线将保持多元化发展。李臻向记者表示，从目前新型储能装机技术类型看，2026年上半年锂离子电池新增装机占比达到94.1%，仍然占据主导地位。另一方面，熔盐储热、压缩空气、飞轮、液流电池等技术已经开始出现规模化项目。因此，我们更倾向于把未来的技术格局理解为：锂电继续承担主体需求，多技术路线围绕不同场景形成差异化发展。

根据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计，截至2026年7月，全国已有34家企业布局45个钠电电芯产能基地，覆盖20个省（自治区、直辖市），总规划产能293.7GWh。其中，已投运产能25.2GWh，约占8.6%；在建及规划产能268.5GWh，约占91.4%，行业整体正处于从示范应用迈向规模化建设的过渡阶段。

中国科学院理化技术研究所正高级工程师张振涛曾向21世纪经济报道记者介绍，压缩气体储能相关项目在逐步落地。例如，中国能建、中国电建等企业正在建设压缩空气储能项目，中国绿发在青海建造了液态空气储能项目。压缩二氧化碳储能的发展和应用示范速度稍慢。中国科学院理化所团队和西安交大团队在新疆、河北等地也都建设了压缩二氧化碳储能示范项目。

支持民营企业参与新型储能评选、投资

《实施方案》明确，引导民营企业与高校、科研院所等协同创新，支持民营企业参与新型储能领域科技重大专项评选和投资新型储能。用好新型政策性金融工具、制造业中长期贷款、地方政府专项债券等，支持符合条件的新型储能项目建设。鼓励金融机构加大对新型储能的绿色金融支持力度。

刘石向记者表示，在新型储能市场化发展过程中，民营企业的参与空间进一步拓展、作用更加突出，恰是行业活力的重要来源。《实施方案》明确提出要“强化企业科技创新主体地位”，支持其与高校、科研院所协同创新，参与科技重大专项评选。但是，当前推进新型储能市场化，仍存在市场交易体系不完善、容量价值未充分体现、价格形成与成本分摊机制待健全等问题。

《实施方案》明确“支持民营企业投资新型储能”，通过用好新型政策性金融工具、制造业中长期贷款、地方政府专项债券，为符合条件的项目拓宽融资渠道；通过公平开放的并网服务、规范透明的交易规则，降低制度性交易成本，推动形成各类所有制企业优势互补、公平竞争的投资运营格局。加强需求分析和系统调节能力评估，落实锂电池产业调控要求，防范盲目扩张。

在应用场景上，《实施方案》提出，加大力度拓展新型储能在绿电直连、零碳园区、虚拟电厂等多元创新场景中的应用。刘石表示，“十四五”时期，新型储能主要围绕新能源开发建设和电力系统调峰需求发展；“十五五”推动新型储能从以新能源消纳和调峰为主，向多元系统支撑和综合能源服务拓展。只有明确不同场景下新型储能承担的功能，并建立与其功能贡献相适应的投资运营和价值实现机制，才能使规模化建设持续转化为实际系统效益。市场化转型的核心要义，是通过市场价格信号和机制设计合理体现新型储能的多元价值；驱动逻辑从主要依靠政策支持与规模拉动，转向依靠市场交易与价值回报实现可持续发展。

此外，《实施方案》把健全市场机制、完善行业管理体系放在突出位置。李臻表示，目前我国已确立“容量电价+电能量套利+辅助服务”三位一体的储能收益顶层制度框架。但在具体落地层面，由于不同地方市场建设进度不一，机制建设还在不断迭代完善，多数地区的储能项目仅靠参与市场难以获得合理收益。针对上述痛点，《实施方案》从电能量、辅助服务、容量价值、费用分摊等多方面提出优化机制的方向。

李臻介绍，《实施方案》明确保障储能平等参与中长期、现货、辅助服务全品类市场。容量收益是储能投资回报的核心支柱。《实施方案》延续清单制管理思路，存量新能源项目继续落实既有配储要求，同步健全共享储能容量租赁市场。通过系列制度安排，理顺容量、电量、辅助服务价值兑现路径，推动储能真正实现从“政策驱动”走向“市场驱动”的可持续发展的商业闭环。