今年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设“十五五”规划》，为未来五年储能发展定下清晰坐标——“十五五”时期全国新型储能规模达到3亿千瓦。当前，我国新型储能装机超过1.5亿千瓦，同比增长61%，新型储能装机规模已超过抽水蓄能，成为电力系统第一大调节性资源。
装机规模快速提升的另一面，是发展逻辑的切换。在新型电力系统迈入实质性落地的阶段，新型储能能否充分发挥实际效能，撕下“建而不用”的标签？在同质化竞争与低价搏杀之下，如何引导新型储能走向“价值竞争”？长时储能如何突围产业化前夜？构网型储能如何规范发展？
带着这些问题，记者专访了中国科学院工程热物理研究所所长、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生。作为新型大规模储能技术的长期开拓者、国际首套300兆瓦先进压缩空气储能示范电站的推动者，他对新型储能的发展方向有着一线判断。
三类市场需求 驱动新型储能增长
《中国电力企业管理》：近日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》，提出了2030年新型储能装机达到3亿千瓦，如何看待这一目标的提出？
陈海生：《新型能源体系建设“十五五”规划》明确提出，2030年我国新型储能装机规模达3亿千瓦、源储调节能力提升40%以上，搭建起“储能规模+系统调节能力”的双重管控体系，是适配高比例新能源电力系统转型的核心刚性布局。根据中关村储能产业技术联盟统计，截至2026年6月，国内新型储能累计装机达1.68亿千瓦，“十五五”期间增量空间明确。规划明确结构性布局，电网侧独立储能新增8000万千瓦、总规模达1.4亿千瓦，满足4小时等效顶峰保供，剩余规模由新能源配储、用户侧储能共同补齐。
该发展目标依托三类市场需求。
其一，高比例新能源并网消纳需求。截至2025年底，全国风光装机占比接近半数，局部存在较为严重的弃风弃光问题，预计2030年风光装机突破28亿千瓦，发电波动性、间歇性问题将进一步加剧。行业考核重心从装机规模转向可信出力、顶峰保供能力，储能可有效平抑新能源出力波动，提升发电置信度，破解消纳难题。
其二，电力保供缺口倒逼系统调节资源扩容。城乡用电负荷稳步增长，冬夏晚高峰供电缺口持续扩大，而火电改造、水电调节潜力趋于饱和。新型储能凭借响应快速、部署灵活的优势，可提供调峰、调频、黑启动等多元电力服务，补齐系统灵活调节短板。
其三，新兴业态催生储能增量空间。人工智能算力枢纽、零碳园区、绿电直连等场景快速落地，既需储能稳定用电负荷、满足刚性绿电考核指标，也可通过源网荷储一体化模式解决绿电时序错配问题。
整体而言，该目标是兼顾新能源消纳、电网安全保供、新型负荷适配的系统性战略布局。
《中国电力企业管理》：此前，新型储能面临“建而不用”的突出问题，新型储能甚至只是“为并网而建”的纯粹的成本项。随着新能源全面入市和电力市场建设的持续深化，您认为储能的投资逻辑和商业模式正在发生怎样的转变和重构？如何撕下“建而不用”的标签？
陈海生：2026年是“十五五”开局之年，更是新型储能全面市场化转型的关键节点，行业正式告别强制配储发展模式，迈入市场化驱动的全新阶段，产业发展逻辑迎来历史性重塑。
在《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）落地前，国内储能发展依靠政策驱动，配储是新能源项目核准、并网的前置条件。但这一阶段储能市场化收益机制缺失，盈利渠道单一且不稳定。对新能源投资方而言，储能只是满足准入要求的成本项，行业追求低成本达标即可，不重视储能性能与实际运行价值，最终形成“为并网而建、建而不用”的问题。
随着136号文和《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号，以下简称“114号文”）落地，行业发展迎来改变。
136号文的规定中，不再将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件，存量新能源项目仍按原有地方政策执行，推动储能脱离政策依附、回归独立市场主体。
114号文则首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，以“同工同酬”为核心原则，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制，为储能提供了基础保底收益。
114号文的出台，也标志着独立新型储能完整收益版图成型——电能量收益、辅助服务收益、容量补偿收益三大板块协同发力，为新型储能产业可持续发展筑牢了收益根基，点燃了行业发展信心。对于投资建设方来说，有容量电价机制不代表可以“躺平”，而是对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高的要求。
两项政策形成强力组合拳，重构了储能的投资决策逻辑，从政策驱动走向市场化驱动。
新型储能进入长短协同发展阶段
《中国电力企业管理》：规划提出“加力发展长时储能”，目前我国长时储能要走向规模化应用，需要突破哪些关键的瓶颈？在“十五五”期间，我国如何实现不同类型储能的差异化布局、场景化适配？
陈海生：规划提出“加力发展长时储能”，是发展新型电力系统的必然要求。我国长时储能要走向规模化应用，需要克服如下三个瓶颈问题：一是储能电价机制需能够体现长时价值，使长时储能在容量电价、电量电价和辅助服务电价中有所体现；二是长时储能技术本身，比如全钒液流、压缩空气储能等，需进一步提升性能和降低成本，使其技术经济性满足资本投资收益要求；三是加强发展长时储能的政策支持，加大技术研发、工程示范和产业链方面的投入，推动提高隔膜、大功率压缩机等关键核心装备规模化量产能力，促进规模化降本增效等。
要优化储能差异化布局与长短协同配置。当前储能已进入长短协同发展阶段，“十五五”应结合各类储能技术特性、成本与成熟度实施场景化、差异化布局。如，新能源比例高的区域可以重点配套“短时+长时”组合配置模式，短时锂电保障快速电力支撑与短时备用，长时储能承接长时间电量消纳任务,依据新能源出力特性确定短时、长时储能配置比例；负荷中心区域优先布局短时储能，兼顾电网阻塞缓解、快速调压调频，依据电网阻塞、调峰缺口、供电可靠性需求，按需配置短时功率与长时容量支撑资源。
《中国电力企业管理》：在新型电力系统建设中，构网型储能如何规范发展，从而更加符合系统需求？
陈海生：构网型储能可主动支撑电网电压、频率，为新能源高占比、弱电网提供惯量、电压支撑，是新型电力系统重要调节资源，但现有技术标准、并网规则、调度机制、性能考核尚不健全。“十五五”需从标准、并网、调度、市场等多方面推动其规范化发展：
一是完善专项标准体系。未来需补齐构网控制、故障穿越、惯量模拟、多机并联稳定、安全边界、检测试验等标准，厘清技术指标与准入门槛，区分短时、长时构网型储能差异化要求，摆脱现有标准照搬跟网型储能的现状，统一检测认证规范。
二是优化并网准入与调度机制。建议优先在新能源高占比区域、弱电网、新能源大基地布局；细化并网条件，规范构网‑跟网模式切换逻辑，防控多机并联振荡失稳风险；把惯量、电压支撑纳入调度可调资源，实现构网功能可监、可调、可控。
三是建立价值补偿机制。现有辅助服务市场侧重跟网型储能调频调峰，构网型储能的虚拟惯量、电压支撑等安全价值未得到合理回报。“十五五”可在有需求的区域，示范建立惯量、电压补偿规则，将构网能力纳入容量补偿或辅助服务考核，杜绝伪构网，激励真实构网能力落地。
四是推进技术研发与示范应用。依托新能源大基地、独立储能开展规模化示范，归集运行实测数据，核验构网实际效能，保障其服务电网安全。
从“价格竞争”转向“价值竞争”
《中国电力企业管理》：近年来，储能行业“内卷”加剧，价格战持续，国家层面也多次强调“反内卷”，引导行业良性竞争。要推动储能行业从“价格竞争”转向“价值竞争”，需要在哪些方面形成合力？
陈海生：近年来，我国从政策管理、市场疏导、行业自律等方面开展了“内卷式”竞争治理工作。
政策管理层面，2025年，八部门联合发布的《新型储能制造业高质量发展行动方案》，明确发展的目标要求。国家发改委和国家市场监管总局联合发布了《关于治理价格无序竞争 维护良好市场价格秩序的公告》，从顶层发起行业治理工作引导。后续陆续修订《反不正当竞争法》《价格法》《招投标法》，逐步构建起宏观调控底线，遏制非理性竞争行为。
市场疏导层面，国家明确“十五五”时期新型储能装机目标达到3亿千瓦，为市场打开了规模化发展预期空间。同时，全国统一电力市场体系建设也步入新阶段，随着114号文的落地，储能的“电能量+辅助服务+容量电价”收益版图已形成，下游项目市场盈利空间也在逐步完善，对上游的市场竞争也起到了关键缓解作用。
行业自律层面，在政府主管部门的指导监督下，行业组织主动发起《集装箱锂电池储能自律实践指南》《关于新时期推动储能产业高质量发展的行业自律公约》《动力和储能电池企业供应商账款支付规范倡议》等自律性文件，推动行业形成内生合力，总体自律改善竞争环境。
目前随着海外储能需求的爆发，新型储能头部企业产能呈现短期供不应求状态，中小型和二三线企业也有一定的产能利用率，整个产业的低端产能在高质量发展约束下，已在逐步退出。总体来看，储能行业内卷治理已取得一定成效，市场价格水平已有所提高，企业收益能力在缓慢提升。
为推动“十五五”时期新型储能产业从“价格竞争”转向“价值竞争”，一是要持续强化市场监管，政府层面做好市场供需的动态评估，合理规划产能布局。二是维护好市场环境，推动企业提升招标专业化能力，要让技术、安全、服务、全生命周期效益成为投标竞争的核心标尺，实现价格与价值的匹配。三是推动企业科技创新，强化综合服务能力，在保障服务品质的同时合理降低技术成本。四是深化落实行业自律，支持行业组织发挥桥梁作用，引导竞争环境持续优化，凝聚行业合力，共同推动产业高质量发展。
《中国电力企业管理》：面向“十五五”，新型储能行业应如何把握新形势下的新机遇？与此同时，需要防范哪些风险？
陈海生：面向“十五五”，电力市场化改革与“双碳”战略持续深化，新型储能行业将逐步从规模扩张为主的高速发展阶段，进入到提质增效为主的高质量发展阶段，新型储能行业面临前所未有的发展机遇。
一是新能源置信度新政将提升储能需求与价值。“十五五”规划明确，到2030年风电和太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上、装机占比超过50%，要求新建风光项目可信出力占比不低于10%、鼓励达到20%，储能可有效平抑发电波动、提升电站可信容量与并网置信度，有利于夯实项目市场化收益。
二是高载能与算力负荷的绿电考核扩容储能应用场景。依据可再生能源消纳权重考核要求，国家对重点行业设置硬性指标，其中国家枢纽节点新建AI算力中心绿电占比不低于80%，钢铁、电解铝等高耗能行业绿电消纳考核比例为25%～70%。依托绿电直连模式，储能可平抑新能源出力波动、稳定直供负荷，助力企业完成绿电考核指标，有效降低电网配套建设成本。
三是需量电价改革将凸显容量调节价值。2026年7月，国家发展改革委出台《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号），落地第四监管周期输配电价改革，电价呈现涨跌分化格局：大工业电量电价普遍下调，但多省容（需）量电价上行。伴随工商业高峰需量管控持续收紧，上述区域用户侧储能削峰平需、容量调节价值显著提升，可有效压降企业用电成本，并叠加需求响应、辅助服务收益，助力分布式储能规模化落地。
在机遇明确的同时，仍需重视如下风险与挑战：
一是市场化价格体系仍不完善。电力市场化建设进度区域不均，现货价差区域分化明显，部分地区套利空间收窄，有的项目经济性不好，尚未形成普遍可复制的商业闭环等。
二是综合运营成本可能提升。114号文统一全国储能充电费用规则，储能需按充电量承担系统运行费与线损成本；叠加新能源差价结算、火电容量电价上调等外部因素，储能综合运营成本不降反升，形成“收益改善、成本对冲”的双向挤压。
三是海外贸易壁垒存在升级风险。最近美国和欧洲等地关税与技术准入双重限制持续加码：自2026年1月起，美国将储能电池301附加关税由7.5%上调至25%，叠加基础关税后现行综合税率达28.4%；阶段性叠加临时关税时期峰值税率曾达48.4%。欧盟方面，《电池与废电池法规》已于2026年2月起对2千瓦时以上工业储能电池强制碳足迹考核；2026年3月，欧盟进一步提出净零技术“本土化”要求，国内储能产业链外贸风险很可能升级。
综上，“十五五”期间，新型储能行业将从高速发展进入到高质量发展阶段。企业层面应由规模扩张为主，转向技术迭代与精细化运营为主；机制层面应加快电力现货市场化改革、健全储能价格机制、优化成本传导机制等；出口层面应注重多元化布局，培育新兴市场，分散区域贸易风险，实现行业行稳致远。