商业模式变革：

储能应用场景迸发

在电源侧，“新能源+储能”作为联合报价主体一体化参与电能量市场的模式正在推广。这一模式疏通了以往新能源与储能一体化运营的堵点，有助于挖掘新能源配储，尤其是光伏配储的真实价值。此外，还需关注“火电+长时储能”技术在热电解耦和深调功能替代方面的融合发展。

在电网侧，独立储能电站建设依旧处于快车道。政策推动在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点开展独立储能电站建设。可靠容量补偿机制将为电网侧储能提供稳定的收入预期。除山东外，甘肃、宁夏、青海等省份也已开启了新型储能容量电价/补偿的政策探索（见表）。

2026年新型储能发展展望

2026年，国内新型储能建设将呈现三大变化：

电源侧配储从“新能源+储能”向“电源+储能”延伸，配储的市场化增收效用开始显现，“火电/光伏+储能”需求步入上升通道。

预计电网侧储能容量收入将补位储能容量租赁收入，各地“可靠容量补偿保基本、电力现货和辅助服务提升市场化收益”的收益结构也将在2026年先后成型并稳固。电网侧独立储能电站时长将根据促消纳和保供的不同侧重，在东部地区和三北地区出现2小时、4小时以上时长分化，全国范围储能平均时长将达2.5小时左右。

其他应用场景，频繁变化的分时电价政策或使2026年我国工商业储能电站的增长速度放缓，装机增长的重点区域也将随各地政策调整发生变化。源网荷储一体化项目、绿电直连和数据中心配套储能伴随新能源就地消纳政策细则落地，进入规模化部署初期阶段。

综合以上因素，预计2026年国内储能仍将保持较快增速，新增装机将达35吉瓦/90吉瓦时左右，比2025年底整体增长30%以上。

市场化机制全面落地的政策建议

2025年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案》，推动“新能源＋储能”作为联合报价主体一体化参与电能量市场交易，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，并提出完善新型储能等调节资源建立可靠容量补偿机制等。

2026年，伴随新型储能深度参与电力市场，建议尽快从以下三方面完善政策布局：

一是各省加快推动独立储能可靠容量补偿政策落地，合理设定供需系数、时长系数及可用系数，实现储能的容量收益与电力供需、时长以及自身的质量性能相挂钩，充分发挥储能对电力系统的支撑作用。

二是针对电源配储，需探索“新能源+储能”“火电+储能”项目容量科学核定，适时推动一体化纳入可靠容量补偿或容量电价的容量核定范畴。