“储能（885921）产业虽概念提出较早，但真正步入加速发展期集中于近两年。”“截至2025年底，我国新型储能（885921）累计装机规模已达144.7GW，该数据涵盖多种储能（885921）技术路线。”“新型储能（885921）领域应用场景正呈现出显著的结构性演变。”“由早期的用户侧主导逐步向独立储能（885921）倾斜。”……这是《中国能源（850101）报》记者在“新型能源（850101）体系背景下储能（885921）产业发展研究”研讨会上听到的声音。
业内认为，从核心装机数据来看，新型储能（885921）发展态势极为迅猛，但并不意味着已触及天花板。长期来看，当前的高速增长仅是起步，距离产业峰值仍有较大空间。
■■破解新能源发展“卡脖子”难题
新能源（850101）的高速发展，正将储能（885921）推向舞台中央。中国环境与发展国际合作委员会中方首席顾问、国务院发展研究中心原副主任刘世锦强调，“十四五”时期，中国风电（885641）、光伏装机保持年均30%—40%的高速增长，新能源发电（884150）量增速持续保持在20%以上。预计2026年行业增速将阶段性放缓，中国新能源（850101）发展正从“规模扩张”逐步进入更加注重系统消纳和运行效率的新阶段。随着新能源（850101）占比提升，弃风弃光及绿电消纳问题愈发凸显，反映出电力系统在调节能力、负荷匹配上的短板。“未来低碳经济既要实现绿色转型，也要保持稳定快速增长，关键就在于提升电力系统灵活性。储能（885921）正是破解新能源（850101）发展‘卡脖子’问题的重要支撑，是解决新能源（850101）消纳、电网稳定性以及系统调节能力等难点痛点的关键抓手。”
自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清认为，中国新能源（850101）发展已从重建设转向重消纳。风电（885641）、光伏装机持续扩容，提升绿电利用效率成为核心课题，储能（885921）是关键支撑。我国储能（885921）装机规模已位居全球首位，2025年新增储能（885921）装机占全球近60%，但行业整体仍处于商业模式探索期，建立稳定可复制的盈利机制是规模化发展的核心。
在具体的场景落地中，零碳园区成为储能（885921）发挥多能协同价值的重要载体。中国可再生能源（850101）学会储能（885921）专委会秘书长李建林认为，零碳园区并非简单的“低能耗园区”，而是以净零排放为导向、以系统性能源（850101）替代和全生命周期（883436）管理为核心的现代化园区。零碳园区可通过电—热—冷—气—氢综合能源（850101）互补、源网荷储协同等模式，构建以非化石能源（850101）为主导的主动式供能新格局。但目前仍面临标准体系不完善、技术集成和系统协同难度大、市场机制未闭环等挑战。展望“十五五”，零碳园区技术将从单一节能降碳转向以绿电供给为基础、源网荷储氢协同为核心、能碳数字化管理为支撑的系统化零碳运营。
■■储能收益模式正经历重构
近几年，我国储能（885921）装机规模陡增，发展驱动力也从单纯的政策强制配储走向市场自发需求，储能（885921）的收益模式在经历深刻重构。尤其是《关于深化新能源（850101）上网电价市场化改革促进新能源（850101）高质量发展的通知》的发布，推动了“新能源（850101）+储能（885921）”联合参与市场，新型储能（885921）规模增长由“政策驱动”向“市场驱动”转变。
国网能源（850101）研究院新能源（850101）研究所储能（885921）研究室主任胡静表示，在收益模式上，新能源（850101）侧储能（885921）转向“新能源（850101）+储能（885921）参与市场收益”，通过能量时移获取更高交易价格；独立储能（885921）从“依赖租赁”转向“容量+电量+服务”三元收益模式；用户侧储能（885921）则由“固定分时价差套利”转向“市场化价差套利”。全面市场化新阶段下，价格波动会带来短期不确定性，但长期看，随着技术进步、成本下降、各省现货价差拉大及辅助服务品种增加，储能（885921）盈利能力将逐步增强。
储能（885921）的内涵正在被重新定义。中国电力（HK2380）企业联合会首席专家姚强指出，随着传统煤电逐步退出，电力系统需要储能（885921）发挥灵活调节价值。广义的储能（885921）应包括所有具有灵活调节能力的资源，不仅限于抽水蓄能（885935）和新型储能（885921），还包括新能源（850101）的构网调节能力、需求侧资源响应能力等。未来新型电力系统灵活性资源高度分散且异质性强，调控对象将从“万级规模”跃升至“亿级规模”，零碳园区、虚拟电厂（886004）等都是分布式储能（885921）体系的重要单元。“储能（885921）的价值释放，需要依托清晰的系统边界与规则体系。未来电力体制改革需立足系统重构逻辑统筹储能（885921）发展，方能从根源上化解行业结构性矛盾。”
华北电力大学电力工程系讲师王楚通认为，当前储能（885921）参与电力市场的路径已逐步清晰，但收益机制落地仍存堵点。在电能量、辅助服务及容量机制“三大市场”框架下，储能（885921）理论上可参与多品种交易，但实际受制于机制不完善与价格信号不充分。以现货市场为例，存在发用两侧经营主体未全面入市、价差未体现储能（885921）实际价值等问题，“建议健全辅助服务市场化补偿，推动电能量与辅助服务市场联合出清、跨省跨区和省内交易衔接融合，以提升系统及储能（885921）配置效率。”
■■以产业链协同构建内生动力
目前，储能（885921）正面临低价内卷的阵痛。跨越同质化竞争、实现高质量发展，是业内聚焦的下一命题。针对行业低价竞争现象，中国碳中和（HK1372）五十人论坛特邀研究员谷雨直言，风光强制配储、招标过于重视初装成本等因素，导致早期出现“配而不建、建而不用”的现象，加剧同质化低价竞争。若缺乏基于比较优势的产业布局与有效约束，产业出清压力将增大。
跳出电力视角，张洁清强调，除助力新能源（850101）消纳、降低煤电依赖外，储能（885921）更是拉动经济与就业的新兴产业。储能（885921）的价值不应只停留在电力行业内部，而应让更多社会主体看到其带来的综合效益，以形成更广泛的发展共识。“储能（885921）行业发展，不仅需要在电力系统跑通盈利模式，还应从设备制造、电站投资及运营整个产业链出发，构建上下游联动的商业模式，形成市场内生动力。”
在业内看来，储能（885921）已不是单纯的物理设施，而是亿级规模系统调节资源。面向“十五五”，储能（885921）行业破局之道，是以深化电改革厘清规则边界，以技术迭代筑牢安全底线，以产业链协同构建内生动力。
