一、先说结论：
新型储能之所以存在并快速发展，究其根本原因主要有三：
一是可再生能源客观存在局限，发电时段与市场需求时段的天然错配，需要中间调节机制，链接市场需求；
太阳能装机规模12.74亿千瓦，接近燃煤12.75亿千瓦，仅差约100万千瓦，装机体量并驾齐驱；但发电量仍差近一倍，反映太阳能利用小时数显著低于煤电，系统调节负担随之上升。
二是可再生能源在能源体系占比的快速发展，2026年上半年煤电发电量首次占比50%以下，需要解决大规模风光发电背景下市场消纳问题；
2026年6月底，全国累计发电装机达40.4亿千瓦（同比+10.8%），风电、太阳能合计19.5亿千瓦，占总装机48.3%（同比+16.8%），距"半壁江山"仅一步之遥；新增侧风光占69.5%，结构替代进入加速通道，但消纳压力同步累积。
煤电发电量2.5万亿千瓦时，占比降至49.7%，史上首次跌破50%。风光发电量占全社会用电量24.6%，绿色电力从"补充"迈向"主体"之一。
三是国家系列政策出台，为储能市场化收益扫清障碍，真正理清“峰谷价差+容量电价+辅助服务”三重收益的逻辑，特别是容量电价，进一步认可了新型储能的电力容量价值。
政策是储能行业过去几年快速发展的核心推手，而2025年到2026年的政策变化，正在将行业从“政策输血”推向“自我造血”。以下进行详细梳理。
二、先看政策时间轴
2017年《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》
《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》
2025年2月19日，《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》（发改价格〔2025〕136号）
2025年4月16日，《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）
2025年9月12日，《新型储能规模化建设行动方案（2025-2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）
2025年9月12日，《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）
2025年《电力中长期市场基本规则》，
2026年1月30日，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）。
三、详细梳理
一、政策基础：从“强制配储”到“按需建设”的转折
回顾中国新型储能产业的发展历程，政策的助推作用怎么强调都不为过。
（一）强制配储。新能源强制配储政策的源头，可以追溯至2017年青海省的首轮探索。彼时，国家能源局通过《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》首次提出弃光率控制在5%左右的目标，95%的新能源利用率考核红线，使得储能被当作解决新能源消纳问题的关键抓手。
随后近十年间，全国先后有近30个省（区、市）出台了新能源强制配储政策，配储比例从最初的8%一路上调至30%，储能时长也逐步走高。应当承认，这项政策在快速拉动储能装机规模方面确实立下了汗马功劳——但副作用同样不可忽视。一边建、一边闲置、一边浪费的现象并不少见，“一配了之、以次充好、配而不用”的抱怨不绝于耳，“新能源+储能”从技术组合沦为行政摊派，强配储能的合理性在社会上引起了广泛质疑。强制配储在推高装机规模的同时，也把储能扭曲成了一个“成本包袱”，大量储能设施建成之后长期处于闲置状态，既没有真正服务于电网调节，也没有建立起可持续的商业模式。
（二）配储政策松动。2023年，国家能源局在《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》中首次提出“科学安排储能建设，按需建设储能”——措辞从“鼓励配置”转向“按需配置”，政策导向的变化已经显现。2024年5月，国务院印发的《2024-2025年节能降碳行动方案》进一步将资源条件较好地区的新能源利用率目标从95%降至90%，一定程度上为解绑新能源强制配储释放了政策空间。当年8月，上海首轮海上光伏项目竞争配置已开始鼓励投资主体按需配置储能，广西也明确分散式风电项目遵照自愿原则配置储能，这些都预示着“一刀切”的强制配储即将退出历史舞台。
（三）配储松绑。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》（发改价格〔2025〕136号），明确“不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，终结了自2017年青海首推以来延续近十年的强制配储政策。136号文的重大意义在于，政府开始着力解决市场失灵问题，激励新能源主动参与市场交易，让市场在资源配置中起决定性作用，还原电力市场的价格信号功能。
取消强制配储，绝不等于储能从此无用——新能源发电的波动性天然存在，而且随着电力市场化交易的全面推开，电价的波动反而会更加剧烈，这就倒逼储能必须从依赖行政驱动的“政策产品”，成长为靠市场价值生存的“商业产品”。
图表7：中国强制配储政策演变时间线
数据来源：中投产业研究院
二、市场机制重构：明确储能入市“三重收益”。
（一）国家层面：4月16日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），明确要求2025年底前基本实现省级电力现货市场全覆盖。国家能源局明确答复，2025年底实现省级电力现货市场基本全覆盖，引导形成有利于新型储能健康发展的合理峰谷价差。
9月12日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设行动方案（2025-2027年）》（发改能源〔2025〕1144号），方案提出2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，预计三年内带动项目直接投资约2500亿元。
同日发布的《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）则进一步鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体“报量报价”参与现货市场竞争，支持“电源+储能”作为联合报价主体参与现货市场。
1144号文的核心价值在于，它从国家层面为新型储能构建了一个清晰的收益框架——“电能量市场赚取价差+辅助服务+容量补偿”的三重收益模式。
具体而言：一是推动“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，具有法人资格的新型储能项目可作为独立主体参与电能量市场，同时有序推动新型储能参与中长期市场；二是有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种；三是推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。这种制度设计使储能从传统的“削峰填谷”工具逐步升级为电力系统的“动态平衡器”，不过其对储能响应速度、预测精度的要求也提升到了分钟级水平。
图表8：新型储能“三重收益”模式示意图
数据来源：中投产业研究院
（二）省级层面，电力中长期交易规则也在同步完善。国家发改委、国家能源局正式发布《电力中长期市场基本规则》，首次明确了新型经营主体的定义及参与市场交易的相关规定，标志着新型主体在国家统一规则框架下获得了制度性入市通道。在具体实践中，各省已经形成了三类差异化的储能市场参与路径：山东、广东以“报量报价”方式作为独立主体直接参与现货市场；甘肃采用“报量不报价”模式，通过“低谷充电、高峰放电”获取价差收益；山西则允许储能主体自主选择参与现货市场的方式。山东还成功引导34座独立储能电站参与市场，甘肃省的新型储能装机规模达到442万千瓦/1153万千瓦时。各具特色的地方探索，为全国统一电力市场体系的建设积累了宝贵经验。
三、收益模式跨越：容量电价“同工同酬”的制度突破
如果说1144号文为储能搭建了收益框架，那么2026年1月30日发布的另一份重磅文件，则为这个框架注入了实质性的“底气”。
（一）国家层面：2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制。
长期以来，新型储能在收益结构上一直处于某种“不对称竞争”状态——煤电、气电、抽水蓄能都有稳定的容量补偿，而储能只能靠电能量交易挣一点“辛苦钱”。114号文明确，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价，容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，由省级能源主管部门会同价格主管部门制定具体清单，管理要求由国家能源局进一步明确。
容量电价机制的建立，为储能项目提供了稳定的“底薪”，意味着储能产业正式建立起“容量收益+电量收益”的双重盈利框架，商业回报模式获得了制度性保障。从产业链视角看，容量电价机制的落地将带来双重利好：一方面，稳定盈利预期将显著扩大新型储能项目投资规模，直接拉动上游材料、中游设备、下游运营全链条需求；另一方面，政策对质量效能的明确导向将倒逼企业加大研发投入，推动技术升级与产品迭代。
（二）地方层面：截至2026年5月，全国已有11个省份明确独立储能容量电价或补偿政策，覆盖西北、华北、华东、华南、华中五大区域。各省的补偿模式大致分为三种：1、煤电基准型：湖北、甘肃、宁夏、陕西、青海等省份以当地煤电容量电价为基准，走的是“煤电基准型”；2、电量激励型：蒙古、新疆按实际放电量补贴，属于“电量激励型”；3、市场化复合型：山东则把容量补偿与现货市场挂钩，每月动态调整，走出了“市场化复合型”的路子。
定价方面也存在明显差异：甘肃对标煤电330元/千瓦·年，河北只给100元，相差超过3倍。价差悬殊的背后，是各省电力结构、新能源渗透率、保供压力等要素的真实写照——西北地区新能源装机量大、调峰需求强烈，价格自然给得高；华北电网支撑相对扎实，定价就保守一些。
图表9：各省独立储能容量电价政策对比表
数据来源：各省发改委、能源局文件、中投产业研究院
（三）“长时为王”的信号越来越清晰。在各省容量电价的折算公式中，净负荷高峰持续时长成为决定储能项目能拿多少“底薪”的关键变量。2小时储能项目在6小时标准下只能拿到33%的容量电价，4小时能拿到67%，6小时及以上才能拿满100%。政策用最直接的经济手段告诉市场：电网需要的不只是短跑选手，更需要能陪跑全程的马拉松选手，长时储能的技术经济价值正在得到政策层面的系统性认可。
三、地方政策跟进：从“大干快上”到“差异化竞合”
在国家政策框架的引导下，地方层面的储能政策也在加速落地和分化。各省不再像过去那样“一刀切”地拼配储比例，而是因地制宜地制定符合自身资源禀赋和系统需求的发展策略。2026年，内蒙古、辽宁、河南等多个省份陆续出台了新型储能专门政策。
（一）内蒙古在2025年3月就发布了《关于加快新型储能建设的通知》，明确了灵活的容量补偿标准和市场交易机制，构建起多重储能盈利机制，释放出加快推进储能建设的明确信号。
（二）河南省则在2026年5月出台《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，提出完善新型储能参与电力中长期及现货市场机制，建立健全参与辅助服务市场的机制，支持煤电配储、独立储能、储能聚合商提升涉网性能，获取调频、黑启动、爬坡、备用等多类收益。
（三）辽宁省同步印发《关于支持新型储能健康发展的通知》，明确独立新型储能参与电能量市场时不受中长期合约缺额约束，可选择以“报量不报价”方式自主决策充放电功率曲线，以自调度方式参与电力现货市场。
图表10：2025-2026年主要省份新型储能政策要点汇总
这种“一省一策”的政策设计思路，既尊重了地方电网条件的客观差异，也鼓励各地因地制宜探索最适合自己的储能发展模式。从全国范围看，各省政策已经从最初的“大干快上、拼量拼速”逐步转向“精细管理、效益导向”的新阶段。
四、产业影响传导：从“成本包袱”到“价值增量”
2026年1月及2月，国内储能单月招标容量同比增速分别达到46.81%和65.67%，全年新增装机预计将继续保持高速增长。中信证券分析认为，电力系统容量短缺问题仍然显著，容量不足矛盾已临近加速爆发时点，西北地区调节需求旺盛、容量电价支持力度较大，储能有望步入快速增长阶段。东吴证券预计后续多省将陆续出台容量电价补贴政策，2026年储能新增装机有望达到275GWh，同比增长约50%。
政策的转向正在重塑行业的底层逻辑——储能不再是为了应付并网审批而“硬配”的沉没成本，而是服务于系统调节、赚取市场收益的价值资产。从“政策输血”到“自我造血”，这场转型固然还有很长的路要走，但方向已经非常清晰。