问题——新型电力系统加速构建，对储能的规模化、灵活性与安全性提出更高要求。随着风电、光伏等新能源装机持续增长，电力系统面临出力波动加大、峰谷差扩大的挑战，部分地区传统调节资源趋于紧张。储能作为提升电力系统灵活调节能力的重要手段，其规模和布局直接影响新能源消纳水平，以及电网的安全稳定运行。 原因——政策推动、产业链成熟与应用需求叠加，带动装机快速增长。《储能产业研究白皮书2026》显示，截至2025年底，我国新型储能总装机突破100吉瓦，占国内电力储能总规模的三分之二以上；较“十三五”末增长超过40倍。装机跃升主要有三方面原因：一是新能源快速发展带来更迫切的系统调节需求，推动储能从示范走向规模化；二是电池制造、系统集成和工程建设等配套能力持续提升，成本下降、交付能力增强；三是各地围绕新能源基地、电网调峰和用户侧用能优化等场景加快项目落地，市场持续扩容。白皮书同时指出，我国全球新型储能市场的占比首次超过一半，达到51.9%，并连续4年保持新增装机全球第一，显示出较强的产业竞争力和市场韧性。 影响——锂电仍占主导，多技术路线加速推进，项目布局向资源富集区集中。技术结构上，锂离子电池装机占比仍超过96%，在成本、能量密度和产业成熟度上优势突出。同时，多个百兆瓦级长时储能项目陆续投运，系统对更长时间尺度调节能力的需求上升，推动压缩空气、液流电池、氢储能、固态电池等技术加快研发与示范。区域分布上，“十四五”以来，新型储能项目更多向西北、华北等风光资源集中地区聚集，内蒙古、新疆等地增长较快。这有助于提升大型新能源基地的就地消纳和外送稳定性，也对并网标准、调度运行和安全管理提出更高要求。 对策——完善市场机制和项目规范，提升储能价值兑现能力。业内普遍认为，当前新型储能快速发展仍有短板：一是收益模式仍需更明确，部分项目对单一收益来源依赖较强；二是项目管理和运行评价体系有待完善，个别地区并网验收、调度调用、性能考核等标准不统一；三是部分新技术成熟度和工程化能力仍需提升，安全、寿命与全生命周期成本仍是关键约束。国家能源主管部门对应的负责人表示，将加快完善新型储能市场机制，支持各地结合实际探索辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务的规模；同时健全容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，引导新型储能合理发展。下一步，还需在电力现货与辅助服务市场衔接、容量与性能考核、设备安全与消防标准、并网与调度规则等上，尽快形成可复制、可推广的制度框架，推动“能建、能并、能调、能赚、能稳”的闭环落地。 前景——“十五五”或成新增灵活调节能力主要来源，全球市场空间进一步扩展。白皮书研判，“十五五”时期新型储能将成为电力系统新增灵活调节能力的主要来源。随着中东、拉美等地区储能市场加快增长，全球需求正从传统主要市场向更多区域扩展。对我国而言，这既要求国内通过更完善的价格机制和更严格的安全标准保障高质量发展，也意味着产业“走出去”迎来更大空间，同时面临更高要求。可以预期，围绕长时储能、构网型储能、储能与电网协同控制等方向的技术与工程能力，将成为下一阶段竞争与突破的重点。
储能不仅是绿色转型的重要技术支撑，也是保障能源安全、带动产业增长的关键环节；持续推进技术创新与市场机制完善，将为我国建设高效、绿色、可持续的能源体系提供更有力的支撑。面向未来，中国有望在全球能源转型进程中，深入提升引领能力与创新水平。