从“新能源配套”到新型电力系统“压舱石”——政策变化如何重新定义储能价值

文 | 姚祎 绿色和平气候与能源资深项目主任

2026年下半年，中国储能产业正经历一场由政策、市场与成本三重巨浪交织的“深刻剧震”。算上一账，现实严峻：2026上半年国内新型储能新增装机迎来“十四五”以来首次负增长；与此同时，消费税开征、原材料涨价将储能项目收益率（IRR）压缩至极致。

而监管层更投下“重磅炸弹”——四部委频繁召开“反内卷”座谈会，工信部等部门直接对国内动力与储能电池新建项目“踩刹车”，规定未通过产能利用率考核者不得批准新产能。

行政叫停新建产能、市场挤出“即投即亏”虚火、成本倒逼盈利极限——这场“反内卷”风暴的本质，并非遏制产业发展，而是倒逼储能彻底告别“粗放放量”，迈入“质量重构”。

从“136号文”取消强制配储，到“114号文”首次提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制，再到“十五五”相关规划对新能源“置信出力”与“可靠顶峰发电能力”等新要求的提出，政策重点逐步从“有没有储能”转向“储能如何在系统需要的时候发挥作用”。

换句话说，储能正在经历从“新能源配套”向新型电力系统“压舱石”的角色转变。理解这一变化，需要先理顺新型电力系统对新能源发展的评价标准正在发生什么变化。

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从“装多少”到“顶得上”

新型电力系统的评价标准正在发生变化

自“双碳”目标提出以来，中国新能源和储能产业进入快速发展阶段。从“十三五”到“十五五”，随着新能源在电力系统中的占比不断提升，电力系统对新能源的要求也不断变化，储能的角色也越来越重要。

表1:“十三五”-“十五五” 新能源发展目标与系统要求演变

（项目组基于公开信息整理）

从政策演变来看，新能源发展的重点并非不断转换，而是随着风光装机规模的不断扩大，电力系统面临的需求逐步叠加，政策目标也在原有基础上不断深化。

“十三五”时期，新能源发展的核心任务是扩大供给规模并解决消纳问题。这一阶段，储能尚处于技术研发和示范探索阶段，重点是探索其与新能源、电网协同应用的可能性。

进入“十四五”，新能源进入规模化发展阶段，电力系统面临的重点也从扩大装机逐步转向提升新能源消纳和系统调节能力。

2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确提出，到2025年新型储能装机规模达到3000万千瓦以上，推动新型储能由商业化初期向规模化发展转变。储能也由技术示范逐步走向规模化应用，并开始承担支撑新能源消纳和系统调节的功能。

“十五五”阶段，新能源进一步成为电力系统的主体电源，政策对新能源的要求进一步从“扩规模、促消纳”延伸到“关键时刻能提供多少可靠电力”。

今年发布的“十五五”相关规划进一步强调新能源的“扩量提质、可靠替代”，并将新能源“置信出力”、可靠顶峰发电以及储能顶峰保供等纳入新型电力系统建设要求。

这意味着，储能在“十五五”时期承担的任务已经明显超出新能源项目配套的范畴。随着电力系统越来越关注新能源在关键时段能够提供多少可靠电力，储能也需要从“帮助新能源消纳”进一步转向为系统提供可以调用的调节能力和可靠容量。

因此，储能角色的变化并不只是装机规模从3000万千瓦增长到3亿千瓦，更重要的是其在电力系统中的功能和价值正在发生变化。过去，储能更多是为新能源项目提供配套，解决新能源“发出来、送得走、用得上”的问题；如今，储能需要进一步从单个新能源项目的配套设施，转变为能够被系统调用、提供多元服务的电力资源。

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政策变化正在重新定义储能

从“配套”走向“核心基础设施”

储能角色的变化并非单一政策推动的结果，而是市场准入、价格机制与系统规划等多方面共同作用的结果。如果说“十四五”解决的是储能“为什么建、怎么建”的问题，那么“十五五”正在进一步回答“储能为什么有价值、如何为系统提供价值”。

2024年《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》明确新型储能等新型经营主体与其他经营主体享有平等的市场地位；2025年“136号文”明确“不得将配储作为新能源项目核准、并网前置条件”，宣告强制配储时代终结；今年发布的“114号文”首次在国家层面提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制，标志着独立储能电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价收益版图初步成型。

在国家明确发展方向的制度框架下，地方开始围绕“如何调用、考核、付费”进一步探索储能多维价值的实现路径，政策重点逐渐转向“储能能不能发挥作用、发挥了多少作用以及是否获得了合理收益”。

新疆《独立新型储能最大放电功率认定管理服务指引公开征求意见》，将容量电价与放电实绩绑定，推动独立储能从“建而不调”转向“有效调用”，为新能源高占比地区储能收益兑现提供制度样本。

山东《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》，在取消强制配储的大背景下，通过提高配储上限、统一参与市场、强化存量履约和优化接入资源配置，推动源储一体化由行政要求转向市场化运营。

河南《关于加强独立储能项目规范管理的通知》，从项目股权转让、区域接入规模、并网时限三个维度立下明确规矩，标志着河南独立储能彻底告别过去跑备案、炒路条的野蛮生长阶段，真正迈入重落地、重合规的高质量发展周期。

无论是国家还是地方，储能角色都正在从“新能源配套到系统调节资源”、“电量搬运到可靠容量”、“单一技术价值到系统安全价值”三方面进行转变。

第一，从新能源配套到系统调节资源。

在储能独立市场主体地位确立后，不再只是新能源的“附属”，而开始同时服务于源网荷三侧，参与调峰、调频、备用及需求响应等多种应用场景。

相比过去强调储能“帮助新能源消纳”，当前更值得关注的是储能开始成为电力系统可以主动调用的灵活性资源。也就是说，储能的价值不再仅仅取决于它“装在哪里”，还取决于它能否在系统需要的时候被有效调用。

2025年迎峰度夏期间，江苏曾调用93座储能电站（64个电网侧储能、29个电源侧储能电站）参与集中放电来支撑晚间用电高峰，总参与容量724.8万千瓦，实际最大调用规模为714万千瓦。

这不是个案。放到全国范围看，同样的规律正在发生。今年7月24日全国用电负荷达到峰值时，新型储能最大放电功率达5100万千瓦，占当日高峰负荷的约3.3%，较2025年同期提升了近1个百分点。

在山东、江苏等储能装机大省，这一占比甚至超过5%。2026年迎峰度夏期间，全国独立储能电站的平均等效调用时长约为3.2小时，较2025年提升了约四成。

这些案例的意义并不只是说明储能“能够顶峰”，更重要的是表明，大规模储能已经开始作为可调度资源参与电力系统运行。随着储能规模扩大，如何建立更加明确的调度、调用和收益机制，将比单纯增加装机规模更加重要。

第二，从电量搬运到可靠容量。

作为电力系统的“充电宝”，储能最容易理解的价值是将电量从一个时段“搬到”另一个时段。但在新能源占比不断提高的背景下，储能的价值正在进一步延伸到“提供可靠能力”。

传统旋转机组的装机容量与其可提供的可靠供电能力相对接近，而风光新能源受到自身特点制约，名义装机并不意味着关键时段一定能够提供相应的出力。

随着新能源装机占比的不断提高，电力系统在关键时段的可靠供电能力成为对系统考核的一大指标，这也进一步说明为什么“置信出力”、“可靠顶峰发电能力”等指标开始进入国家规划文件。

因此，储能是在新能源占比越来越高的情况下，和新能源一起逐步承担起过去由传统电源承担的关键时段的保供职责。这也是“114号文”建立储能容量电价机制的意义所在。储能过去主要依赖电量套利等方式获取收益，而容量补偿机制开始对其“在系统需要的时候能够提供多少可靠能力”进行价值定价。

第三，从单一技术价值到系统安全价值。

储能定位发生变化的另一重要背景，是新能源占比提高后，能源安全的内涵本身也在发生变化。

过去，能源安全更多关注煤炭、石油、天然气等一次能源供应是否充足；而随着能源结构向高比例新能源转型，能源安全还需要考虑电力系统能否应对新能源出力波动、极端天气以及供需变化，电力系统本身的灵活性、稳定性和韧性正在成为能源安全的重要组成部分。对于中国而言，这一趋势进一步凸显了加快构建新型电力系统的重要性。

未来能源安全不仅取决于是否拥有充足的发电资源，也取决于能否构建安全、稳定、具有韧性的电力系统。随着风光装机持续增长，储能作为连接新能源与电网的重要支撑技术，其作用也从促进新能源消纳进一步延伸到提升电力系统调节能力、增强系统应对供需变化的能力。

与此同时，储能还承担着连接新能源增长与化石能源替代的重要作用。2026年4月，中办、国办印发《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，将碳排放总量和强度“双控”要求进一步纳入制度化、规范化的综合评价考核体系。这意味着，地方和企业不仅需要增加清洁能源供给，也需要更加关注新能源能否被充分利用并形成实际的化石能源替代。

在这一背景下，储能的价值也越来越不能只用装机规模或技术性能衡量，而需要看其实际调用和系统贡献。储能通过提升新能源在关键时段的可利用程度，能够进一步帮助新能源转化为实际的减排效果。

因此，储能正在从单一的技术设备，逐步成为连接新能源发展、能源安全和绿色低碳转型的重要系统资源。

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如何“用好储能”

是“十五五”时期真正需要解决的问题

政策正在重新定义储能的价值，但价值被政策认可，并不意味着这些价值已经完全可以通过市场体制机制得到体现。进入“十五五”时期，储能真正需要解决的问题，也正在从“建起来”进一步转向“用得好”。

2025年全国储能平均利用小时数达到1195小时，较2024年提升超20%；迎峰度夏期间，多地储能最大顶峰功率占统调新型储能放电功率超过90%；全年储能消纳新能源电量超过300亿千瓦时，促进新能源利用率提升约2个百分点。这些实践表明，储能已经不只是“建起来”，而是在越来越多的关键时段真正发挥作用。

但储能能否持续发挥作用，最终还取决于市场机制能否识别和补偿其不同类型的系统价值。

目前，储能的收益来源已经从过去单一依赖政策补贴，逐步转向现货、辅助服务、容量价值以及用户侧服务等多元收益模式。

但与此同时，仍面临一些现实挑战。例如，部分地区峰谷价差收窄，传统套利空间受到挤压；现货和辅助服务市场仍在完善，储能提供的调节价值尚未得到充分体现；容量价值的补偿机制也仍处于逐步建立阶段。不同类型储能所提供的电量、调节、容量等价值，目前还没有完全形成清晰、稳定的价格信号。

因此，“十五五”时期储能发展的重点已经不再是“有没有价值”，而是“这些价值能否被识别、被调用并获得合理回报”。

一方面，需要加快完善现货、辅助服务和容量市场，建立与储能实际贡献相匹配的价格机制，让储能在新能源消纳、调峰调频和顶峰保供等不同应用场景中的价值能够进入市场价格体系；另一方面，也需要进一步完善调度和调用机制，让储能在系统真正需要的时候能够“调得动、顶得上、持续得住”。

只有形成“价值可识别、资源可调用、服务有价格、成本有疏导”的市场机制，储能才能真正从一种快速增长的设备，转变为新型电力系统中可持续发挥作用的基础设施。这也是“十五五”时期从“发展储能”走向“用好储能”需要解决的核心问题。