“我国储能已从政策驱动的示范阶段，全面迈入发展新周期”“储能定位从边缘调节跃升至电网核心支撑”……近期，谈及“十五五”时期我国储能发展趋势，业内受访专家普遍提出上述观点。

当前，作为构建新型电力系统的关键支撑技术，储能正站在关键转折点。“十五五”时期，我国新型储能行业将彻底告别早期依赖强制驱动和简单规模扩张的“配建时代”，全面迈入以市场化机制为核心、技术多元化并存、智能化运营为标志的高质量发展新周期。

储能底层发展逻辑正发生变化

我国新型储能装机规模的真正爆发点将在“十五五”时期。国家发展改革委能源研究所能源系统中心副主任刘坚对《中国能源报》指出，当前新能源电量占比已超1/4，未来有望达到50%。在这一临界点，单纯的新能源消纳成本将让位于系统成本，若无法解决系统成本上升和储调能力限制的问题，消纳瓶颈或将传导至上游产业。由此可见，储能不再是新能源的“附属品”，而是保障实体经济持续健康发展的战略基石。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会最新发布的《2026中国新型储能产业发展白皮书》（以下简称《白皮书》）预测，到2030年，中国新型储能累计装机规模将超过400GW/1100GWh。这意味着“十五五”时期，新增储能规模将是过去数年总和的数倍。

“这一增长背后的底层发展逻辑正在发生深刻变化，过去更多是解决新能源消纳的‘填谷’难题，未来将同时承担‘削峰’重任。”刘坚分析，随着电动汽车充电、算力中心等新型负荷的迅猛增长，尖峰负荷问题日益突出，储能将在“填补低谷”与“削减高峰”两端同时发力。

除了底层发展逻辑变化，业内一致认为，储能定位也将从“补充调节电源”向“主力调节电源”的转变。刘坚表示，在短周期高频调节领域，储能已展现出替代火电的强大竞争力；在更长周期的调节中，经济性也日益凸显。

“特别是在西藏、甘肃、新疆等新能源外送基地，储能将与特高压直流深度耦合，实现‘风光储输一体化’运行，新能源消纳水平维持在95%以上；在迎峰度夏、度冬的关键节点，储能顶峰作用进一步提升。在江苏、浙江等负荷中心，储能将作为虚拟电厂的核心，替代部分调峰煤电机组。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇对《中国能源报》记者表示。

多技术协同互补将是未来方向

对照“十五五”规划纲要提出的要求，我国2030年储能装机目标为3亿KW，目前24个省级行政区公布的规划合计已达2.8亿KW。面对未来5年的新增需求，技术路线选择将直接决定行业的成本底线与安全上限。专家普遍认为，单一技术难以包打天下，多技术协同互补将是未来的主旋律。

“我国已形成锂电为主，钠电、液流电池加速量产，压缩空气、飞轮、超级电容、储冷储热等多技术并行的新发展格局。长时储能的技术规模化示范进程在进一步加速。”中国化学与物理电源行业协会王泽深表示，新型储能竞争的逻辑在彻底转变。“单纯比拼产能成本的时代已经过去，AI赋能研发、精密制造、全场景适配，ESG足迹管理已成为企业的核心竞争力壁垒。”

在短时及中短时调节领域，锂离子电池仍将占据主导地位，但其内部结构正在生变。刘坚指出，钠离子电池加速产业化，预计明年其成本将与锂电池在储能领域实现平价。“钠电池虽然能量密度较低，但这恰恰不是储能的最核心痛点。钠离子电池在成本和寿命上更具优势，一旦突破量产门槛，将实现对锂离子电池的规模化替代。”

此外，随着500Ah+大电芯的普及和系统循环寿命突破12000次，锂电池的存量市场将进一步稳固。中国化学与物理电源行业协会统计数据显示，截至目前，国内锂电企业总投产产能达2906GWh，新增规划产能达2243GWh，已披露的总投资超过3931亿元。今年上半年，储能锂电池新增项目32个，对应产能747.6GWh，动储混合项目34个，对应产能1233GWh。固态、钠电领域分别完成509亿元、297亿元的投资。上半年，全球储能锂离的出货量达480GWh，同比增长95%；中国企业占比超九成。

需要关注的是，随着新能源渗透率提高，电力系统对4小时以上长时储能的需求急剧增加。《白皮书》指出，液流电池、压缩空气、重力储能等技术将成为重点突破方向。尤其在特定的细分场景，如电网薄弱地区、算力中心等，长时储能的投资会展现出独特价值。“未来储能的降本途径不能仅依赖锂电池的技术迭代，更需通过引入适应长时间工况的技术来优化技术组合，平抑电力系统成本上升的压力。”刘坚强调。

盈利模式将迎来根本重构

技术是硬件，市场是软件。在刘坚看来，解决储能发展瓶颈的核心在于打通体制机制障碍。“十五五”时期，随着《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）等政策落地，储能盈利模式将迎来根本性重构，全行业将从“政策驱动”全面转向“价格信号驱动”。“现有储能收益框架——现货市场、辅助服务和容量补偿——虽然已成型，但市场价格波动较大。现货市场的价差不确定性在增加，辅助服务收益空间暂时较小，而容量电价将成为稳定收益的‘压舱石’。”

刘勇指出，未来将建立基于煤电容量电价为基准、新型储能折算的统一定价模式，并最终引入容量市场竞价。这将使储能作为“可靠性资源”的价值得到货币化体现。同时，随着新能源全面入市，新能源与储能将从“物理捆绑”转向“软性联合”，通过联合报价参与市场，共同应对价格波动风险。

业内普遍认为，随着绿电直连、源网荷储一体化等模式的推广，储能将发挥电网替代作用，通过降低输配电成本和容量费来体现多元价值。刘坚表示，伴随微电网和算力产业的发展，用户侧储能将不再仅仅是峰谷套利工具，而是提升供电可靠性、实现绿色价值兑现的综合能源解决方案。通过统筹规划、建立适应长时调节的市场机制，以及推动多元技术创新降本增效，中国储能行业将跨越“价格内卷”，迎来理性繁荣。（记者 苏南）