近日，国网能源研究院发布《新型储能发展分析报告2026》（以下简称《报告》）。《报告》显示，截至2026年6月底，全国在运新型储能装机规模为1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。电站利用水平逐年提升，1-6月，国家电网经营区新型储能综合利用小时数达573小时、同比增加9小时。
新型储能市场化参与程度持续提升。已建成现货市场的省份均支持储能参与，1-6月，国家电网经营区参与现货市场电站规模同比增长2.4倍，交易电量同比增长2.9倍。除京津冀北、西藏外，各省均建立辅助服务市场，以调频交易为主。1-6月，国家电网经营区参与调频市场电站规模同比增长1.3倍，调频里程同比增长2.1倍。
“十五五”系列规划陆续出台，新型储能将由“规模驱动”转向“可靠保供、系统友好、多元协同”发展。
从商业模式来看，独立储能主要通过容量电价、电能量市场、辅助服务市场获益。容量收益主要取决于储能容量电价，可保障约3成收益需求，影响因素包括煤电容量电价、净负荷高峰持续时长及储能配置时长。电能量收益取决取决于平均充放电价差、日等效循环次数，现货价差大、两充两放省份经济性好。辅助服务收益来源于调频市场，在调频需求较大省份，调频性能优异项目可优先出清获得较高收益。随着容量电价补偿增加、多市场衔接机制逐步完善、交易品种不断丰富，市场收益预期整体向好，储能项目通过优选布局论证、强化市场化运营，可进一步提升盈利水平；电源侧储能主要通过峰谷套利、降低偏差考核费用获取收益。未来，随着消纳压力增加、置信出力配套规则落地，新能源配储意愿将逐步增加；用户侧储能由“固定分时价差套利”转向“市场化价差套利”，经济性有下滑趋势。国家政策对绿电直连、源网荷储一体化等新能源就近消纳新业态自发自用比例等提出硬性要求，新业态发展将带动用户侧配储。
《报告》预计，2026年底国家电网经营区装机规模约1.4亿千瓦。“十五五”新型储能仍将保持稳健增长态势，预计年均新增4000万千瓦以上，系统长周期电力电量平衡需求和惯量、爬坡、稳定支撑等需求日益凸显，需要新型储能技术在时长、转换效率、调节性能等方面不断提升，并从“通用配置”向“按需定制”深化。
