来源：证券日报

2026年全国两会胜利召开，今年政府工作报告明确提出“着力构建新型电力系统，加快智能电网建设，发展新型储能，扩大绿电应用”。这一顶层设计，为正处在转型关口的储能产业指明了发展方向。

在此基础上，低空经济、算电协同、零碳园区、高耗能行业低碳转型、智能电网升级、绿电规模化应用等多元场景加速落地，为储能产业持续高速发展提供了必要条件。

业内形成共识：随着强制配储政策逐步弱化退出，2026年容量电价机制全面落地，叠加AI算力中心、新型工业等领域的新增用电需求，储能行业将彻底告别政策依赖，迈入以“价值创造”为核心导向的高质量发展新阶段，成为支撑新型电力系统安全稳定运行的核心力量。

多条收益渠道将打通

国家能源局数据显示，截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍。其中，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。

1月30日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（简称“114号文件”），首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，以“同工同酬”为核心原则，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。

这标志着独立新型储能电能量、辅助服务、容量电价三大收益渠道将全面打通。政策为产业可持续发展筑牢了收益根基，改写了储能此前仅依赖峰谷价差的单一盈利模式，让储能项目的收益更稳定、更可预期，为“十五五”新型储能高质量发展拉开序幕。

“从实际数据来看，新型储能新增装机同比大幅增长，印证行业需求韧性，AI算力中心、新型工业等新增需求正快速增长，强制配储退出叠加新增场景需求，行业实现从‘装上去’到‘用起来、能赚钱’的转变，引导行业从‘装机导向’转向‘效益导向’。”中关村新型电池技术创新联盟秘书长于清教在接受《证券日报》记者采访时表示。

地方层面快速跟进，据不完全统计，目前全国已有湖北、甘肃、广东、浙江等多个省份出台了独立储能容量电价或补偿政策。例如，湖北明确电网侧独立储能年度容量补偿标准为165元/千瓦·年；甘肃将电网侧独立储能全面纳入发电侧可靠容量补偿体系，基础标准为330元/千瓦·年。预计今年还将有更多省份跟进，这将进一步推动独立储能的发展。

全国两会期间，多位代表委员关注储能行业发展。全国人大代表、天能电池集团股份有限公司董事长张天任对《证券日报》记者表示，希望建立分时电价与容量补偿机制，明确电价调整的提前预告期，让企业有稳定的收益测算基础；核心是加快出台全国统一的独立储能容量电价政策，为企业投资注入“定心丸”，推动储能项目摆脱对单一峰谷价差收益的依赖。建立储能项目全生命周期责任体系，完善市场化定价机制，保障项目长期稳定收益。

“应聚焦光储一体化发展，希望能推动光伏与储能深度融合，探索绿电直供AI算力中心的新型商业模式，拓展储能应用场景。”全国人大代表，隆基绿能科技股份有限公司董事长、总经理钟宝申对《证券日报》记者表示。

储能需求或持续增长

InfoLink预计，2026年储能电芯出货将达到801GWh，储能系统集成出货600GWh，储能系统装机353GWh。东吴证券预计全球储能装机2026年增长60%以上；中信证券认为2026年国内储能装机有望高速增长，看好储能产业链相关头部厂商，参考CNESA（中关村储能产业技术联盟）等数据，预测2026年国内储能新增装机有望达到203GWh，2030年新增装机有望达到591GWh。

业内普遍认为，国家发展改革委、国家能源局于2025年发布的《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》（以下简称“136号文”），取消新能源项目强制配储要求，标志着储能行业迈入市场化发展新阶段。而2026年全国性容量电价机制的进一步完善，更为储能行业构建了清晰的盈利模式。

随着136号文取消新能源并网强制配储要求，储能行业正式告别粗放扩张，进入以有效容量、可用能力、经济效益为导向的理性发展期。

在市场化转型进程中，行业发展仍面临结构性痛点。全国政协委员、中国科学院理化技术研究所研究员张振涛表示，当前能为电网提供关键“转动惯量”支撑的大规模长时储能占比不足1%，难以满足我国能源转型过程中电网安全稳定运行的需求。

针对长时储能的盈利痛点，张振涛进一步提出，可针对长时储能项目实行“基准补偿+价值加成”的差异化定价模式，将长时储能全面纳入省级容量补偿范围，通过精准的政策设计，破解长时储能项目盈利难题，推动其规模化发展。

除了政策层面的精准发力，技术创新与场景落地的深度融合，更是推动储能行业高质量发展的核心动力。

全国人大代表、天合光能股份有限公司董事长高纪凡认为，应聚焦储能技术的场景拓展与生态构建，提出要推动绿电与智算深度融合，强化储能全场景构网能力，精准适配人工智能产业的高用电需求，实现“比特追着瓦特跑”的双向平衡；并加快绿电制氢氨醇、零碳园区、绿色矿区等示范项目落地，让储能技术在更多能源基础设施场景中释放价值。

钟宝申则从跨界融合的角度提出，希望推动储能与绿氢、光伏产业协同发展：一方面实施“碳控+补贴”双重措施，强化工业领域绿色原料替代，拓展交通与电力领域绿色燃料应用；另一方面建议取消可再生能源制氢项目过网费，简化项目审批手续，稳定市场预期。

产业发展迎来重大机遇

随着储能行业市场化、规模化持续推进，产业发展重心已由规模扩张转向高质量升级。头部企业不断加大技术研发投入，引领产业链迭代升级，储能度电成本稳步下降，推动行业从“量的增长”向“质的提升”加速转型，呈现出大电芯、液冷化、长时化的鲜明技术创新方向。

CNESA储能应用分会数据显示，2026年1月份至2月份国内新型储能市场化成效显著：全国新型储能新增装机总规模为9.51GW/24.18GWh，规模同比增长182.07%/472.06%；长时储能加速普及。

在此轮储能需求放量的背后，AI算力基建成为重要引擎。业内数据显示，1GW算力基础设施年均耗电约7000GWh，绿电配套与储能调频需求同步攀升。

全国人大代表，珠海冠宇电池股份有限公司董事长、总裁徐延铭表示，人工智能发展成为新型储能产业的发展契机。在徐延铭看来，国家明确要求提升人工智能数据中心绿电占比，进一步强化了储能系统的战略地位，新型储能设施转化为关键支撑。这既是严峻挑战，更是推动技术迭代与产业升级的重大机遇。

于清教认为，受政策、市场、技术三重合力影响，独立储能成为市场主力、长时储能成为核心趋势，这已不是“未来可能”，而是正在发生的确定性变革。独立储能和长时储能的崛起，正是产业链开始走向成熟的标志。未来几年，整个储能产业将成为新型电力系统的核心支撑，迎来真正的黄金发展期。

此外，也有代表委员关注如何持续推动储能产业链规范化发展。全国人大代表，全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元表示：“尽快明确储能的分类标准与调度权责划分，切实保障储能投资主体的合法权益。核心是确立‘谁投资、谁受益、谁主导’的基本原则，在保障电网公共安全的前提下，尊重和保障投资主体对自建储能的自主调控权。”

张天任认为，应进一步提高储能行业准入门槛，严厉打击低价恶性竞争行为，规范行业市场秩序。同时，完善动力电池回收体系，推动储能产业绿色循环发展。

2026年是电力市场化改革深化之年，也是储能市场化、规范化发展的关键之年。政策顶层设计、市场需求扩容、核心技术突破三大驱动力协同发力，推动储能从配套角色升级为新型电力系统核心支柱。从强制配储到容量定价，从政策驱动到市场造血，从规模领跑到质量领跑。

展望未来，随着多元化应用场景的持续拓展、核心技术的不断突破，以及行业规范体系的逐步健全，储能产业将持续发挥能源调节与绿电支撑作用，为新型电力系统建设与“双碳”目标实现提供坚实保障。一个安全、高效、可持续的储能产业新生态正在形成。