截至2025年底，全国新型储能累计装机已超1.4亿千瓦，占全球比重过半。国家“十五五”规划纲要明确将新型储能纳入国家战略性新兴支柱产业，实现了从“配套配角”到“战略主角”的定位升格。本报告基于国家及31个省（区、市）“十五五”规划纲要，系统梳理各省储能规划要点，分析各省在功能定位、技术路线和规模目标上的差异。

一、国家层面：从制度转型到战略升格

1.1 制度转型起点：取消强制配储

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，明确取消强制配储要求，结束了新能源项目必须配套储能的历史阶段。这一政策转向意味着储能发展从“行政强制”转向“市场驱动”，有助于提升储能项目的经济性和利用率。

1.2 专项行动方案：目标与路径

2025年8月，国家发展改革委、国家能源局制定了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，设定了明确的量化目标：

• 2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上

• 带动项目直接投资约2500亿元

这一目标意味着2025年初到2027年的三年间，新增装机超过5500万千瓦。技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景将进一步丰富。

1.3 制度保障：容量电价机制

2026年1月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，为独立储能提供稳定的收益预期，是储能商业化发展的关键制度保障。

1.4 顶层定位：规划纲要明确储能战略地位

2026年3月，国家“十五五”规划纲要对储能作出了明确的顶层定位。在能源基础设施部分，明确提出“科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能”，将二者并列为新型能源体系建设的核心支撑。在战略性新兴产业部分，提出“扎实推进智能驾驶、新型太阳能电池、新型储能等关键技术创新”，将新型储能正式纳入国家战略性新兴支柱产业范畴。

这一表述具有标志性意义：新型储能从单纯的电力系统调节工具，跃升为国家能源战略和产业战略的双重载体。

二、各省(区、市)储能规划要点

国家层面的战略升格为各省储能发展提供了方向指引，但各省的储能规划路径差异显著。以下按储能定位或行动方向对31个省（区、市）进行分类比较。

分类维度：以各省“十五五”规划中储能的定位或行动方向为分类依据，而非资源禀赋或地理区域。

跨类处理：部分省份具有跨类特征：内蒙古兼具大基地配套与产业高地目标（以大基地配套为首要定位）；吉林储能部署逻辑偏系统调节，但产业属性主要挂在氢能；辽宁同时涉及产业驱动、大基地配套和系统调节三重属性；黑龙江虽储能应用端处于起步阶段，但装备制造已纳入产业集群规划。归类以规划的首要定位为准，跨类属性在各省要点补充中标注。

说明：后续章节各省（区、市）储能分析表格中的“技术路线/部署方式”列以新型储能技术路线为主。

2.1 大基地配套型

该类省（区市）集中在西北/青藏地区，新能源装机规模大、外送需求强，储能主要发挥“调峰填谷+支撑外送”的组合功能。

2.2 产业驱动型

该类省份的核心关切转向产业竞争力：储能规划本质上是产业政策而非单纯的能源政策，强调全产业链布局和高端制造集群。

2.3 系统调节型

与前两类不同，下述省份的储能规划更侧重于电力系统层面的调节需求，与源网荷储一体化、坚强智能电网建设紧密结合，强调电网侧独立储能和系统级调节能力。

2.4 多元发展型

该类省份既有抽蓄的长时调节需求，也有新型储能的灵活响应需求，二者并重推进，技术路线多元。

2.5 起步/特色型

该类省份储能发展尚处于起步阶段，重点是试点示范而非大规模部署，江西是本类型唯一有量化目标的省份。

湖南：规划纲要中关于储能的表述较为简略（加强电力系统调节能力，统筹建设抽水蓄能电站，大力发展新型储能），未明确技术路线和规模目标，不单独列表。

三、关键特征分析

3.1 技术路线梯度与功能特性分布

技术路线梯度：电化学储能覆盖绝大多数省份，是“十五五”基本盘；全钒液流电池和压缩空气储能在多个省份规划中明确提及，覆盖面仅次于电化学；飞轮、重力等机械储能作为特色技术路线，在大基地配套型、多元发展型和系统调节型省份中集中出现。三个梯度反映了储能技术从成熟到新兴的演进路径。

功能特性侧重：构网型储能和长时储能并非独立技术路线，而是跨技术路线的功能特性。构网型储能强调主动支撑电网电压频率的能力，可基于电化学、液流电池等多种技术实现；长时储能强调持续放电时长（通常4小时以上），可由压缩空气、液流电池、重力储能等承担。将功能特性与具体技术路线区分，有助于理解各省规划的真实意图——部分省份明确技术路线（如甘肃罗列五种技术），部分省份则将功能需求与技术路线同时提出（如天津既提“长时+短时快速响应”的功能定位，也明确压缩空气、显热储热、钠离子电池等技术路线）。

3.2 三侧布局：从共识框架到场景化差异

储能“电源侧—电网侧—用户侧”三侧布局已成为多数省份规划的共性框架，但表述深度和侧重差异明显。

甘肃、河北等省份对三侧分别锚定了具体场景——甘肃电源侧配套“沙戈荒”基地、电网侧布局特高压直流接入关键节点独立储能、用户侧推广光储充放一体化充电站；河北电源侧推进新能源配建和系统友好型电站、电网侧在关键节点布局独立储能电站、用户侧发展自用及分布式/移动式储能——属于“场景化三侧”。

青海、宁夏、四川等省份提出三侧布局但未展开场景细节，属于“框架性三侧”。

这种差异反映了各省储能发展阶段的区别——场景化三侧往往出现在储能建设已进入实施阶段的省份，框架性三侧则更多处于方向引导阶段。

3.3 抽蓄与新型储能：分工而非替代

各省规划普遍“抽水蓄能+新型储能”并提，但二者定位分工明确：抽蓄承担长时大规模调节，新型储能承担快速响应和灵活部署，是互补关系而非替代关系。

从各省规模目标看，新型储能的规划体量已普遍超过抽蓄。在同时公布两类目标的省份中，山西新型储能1400万千瓦对抽蓄390万千瓦（约3.6:1），江苏新型储能超1000万千瓦对抽蓄600万千瓦以上（约1.7:1）。值得注意的是，容量电价机制的建立直接利好电网侧独立新型储能，进一步强化了新型储能在增量调节能力中的主体地位，但抽蓄作为长时调节的基石角色仍不可替代。

3.4 制度转型的省际响应差异

取消强制配储和建立容量电价的国家制度转型，对不同类型省份的规划影响差异显著：

产业驱动型省份受影响较小。其储能规划本就不依赖强制配储驱动，核心关切是产业规模和竞争力，制度转型对其规划逻辑影响有限。

系统调节型省份对市场化机制最为敏感。取消配储后，储能项目需要依靠市场收益而非行政要求来维持经济性，容量电价机制的建立为此类省份大规模部署电网侧独立储能提供了关键支撑（如山西建立发电侧容量补偿机制、湖北将新型储能价格机制纳入规划、上海推进虚拟电厂建设运营）。

大基地配套型省份呈现双重性。一方面，新能源大基地的消纳需求客观存在，储能配置的必要性不因取消强制配储而消失；另一方面，容量电价有助于提升独立储能项目的经济性，为基地配套储能的商业模式创新提供空间。

起步/特色型省份中，安徽开始探索建立新型储能容量电价补偿机制，是对国家制度的直接响应。

这一分析揭示了一个重要事实：同一国家制度在不同类型省份产生差异化效果，各省规划并非对国家政策的简单复制，而是基于自身发展阶段的差异化适配。

四、核心结论

结论一：新型储能完成从“配套配角”到“战略主角”的定位升格。 国家规划纲要将新型储能纳入战略性新兴支柱产业，完成了能源战略与产业战略的双重定位。

结论二：各省储能规划呈现清晰的“功能-技术-规模”匹配模式，但规划质量差异显著。 资源禀赋决定功能定位，功能定位驱动技术路线和规模目标，但部分省份规划内容简略，落地性有待观察。

结论三：制度转型根本改变竞争逻辑，储能行业从“配建满足”转向“能力竞争”。 竞争力将取决于技术性能、经济性和运营能力，而非行政要求的满足程度。

结论四：技术路线选择是功能定位的自然结果，而非盲目追新。 大基地配套型侧重构网型和长时功能特性，产业驱动型侧重全产业链和前沿攻关，系统调节型侧重电网侧独立储能和源网荷储一体化，多元发展型电化学与压缩空气并重。

结论五：同一国家制度在不同类型省份产生差异化效果，各省规划是基于自身发展阶段的差异化适配。 随着配套政策出台和规划纲要更新，储能发展路径将更加清晰，需持续跟踪。

数据来源： 国家“十五五”规划纲要、各省“十五五”规划纲要。

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