中国储能网讯：12月15日，2026年全国能源工作会议在北京召开，为“十五五”时期能源发展开局定向。其中，会议明确2026年全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上。该指标是落实非化石能源替代行动的核心量化目标，为2035年风光总装机达36亿千瓦的中长期战略目标落地筑牢基础。

会议明确持续提升新能源供给比重，同时强调转型需兼顾多元协同与安全保障。一方面，推进“沙戈荒”基地、海上风电等风光项目规模化开发，同步配套储能设施与跨区输电通道，保障新能源消纳利用；另一方面，有序推进重大水电项目建设，积极安全有序发展核电，发挥其基荷电源支撑作用；同时推动化石能源清洁高效利用，筑牢能源保供兜底防线。这种“非化石能源主导、化石能源兜底”的多元协同格局，实现转型速度与安全保障的统筹兼顾。

会议将“人工智能+”能源作为科技自立自强的重要抓手，明确推进技术落地与标准化建设。通过组织开展“人工智能+”能源融合试点及标准化提升行动，推动AI技术在智能电网调度、能源设备故障预测、新能源消纳优化等核心场景的深度应用。同时，扎实推进智能电网、柔性直流等重大技术装备攻关，着力破解新能源波动性、间歇性难题，推动能源产业从规模扩张向质量效益提升转型。

在巩固现有新能源发展优势的基础上，会议明确提出前瞻布局氢能、先进核能等未来能源产业。其中，绿氢制备与储运应用、先进四代堆型等关键技术的攻关突破，不仅能够拓展新能源消纳路径，更有助于中国在全球能源技术竞争中抢占先机、掌握主动权。相关布局既立足当下绿色转型需求，更服务于2035年能源强国建设的长远战略目标。

此前，全国“十五五”规划建议提出加快新型储能建设的明确要求，为新型储能发展奠定了政策基调。在地方层面，23个省份的“十五五”规划建议中均将储能作为新型能源体系建设的重要组成部分。从各省规划中可以清晰看到，储能已从单纯的能源调节手段升级为战略新兴产业，既服务于能源安全，又培育新的经济增长点。

市场化机制完善：储能价值实现路径更清晰

随着“十五五”时期（2026-2030年）的临近，中国电力市场改革也从“制度成型”迈向“体系完善”的关键阶段。市场化机制完善、低碳化支撑体系建设、一体化资源配置体系优化成为中国电力市场改革的三大方向。

在价格发现机制深化方面，电力市场改革将推动现货市场真正反映电力时空价值，允许负荷侧“报量报价”，需求响应参与出清。这意味着储能系统通过在低价时段充电、高价时段放电的套利模式，将建立在更透明、稳定的市场价格信号基础上。峰谷价差拉大与分时电价优化，直接提升了储能项目的经济性。

在风险管理工具方面，电力期货、差价合约（CfD）等金融衍生品的探索，为储能项目提供了锁定收益、对冲价格波动风险的工具。中长期交易中标准化合约的引入，有助于储能运营商与发电企业或大用户签订长期购电协议，保障基本收益，降低投资不确定性。

在零售侧改革深化方面，售电公司向综合能源服务商转型，将加大对用户侧储能资源的整合与运营。虚拟电厂、负荷聚合等新型商业模式的发展，使分布式储能能够聚合参与市场交易，获取辅助服务收益、容量收益等多重价值流。

未来五年，电力市场将更加注重价格信号的有效性，储能作为灵活调节资源，其经济价值将得到更充分体现。

低碳化支撑体系建设：储能从“可选”走向“必选”

高比例新能源接入背景下，储能已经成为新型电力系统不可或缺的稳定器和调节器。

在辅助服务市场方面，快速调频、惯性支撑、无功支撑等新型辅助服务品种的设立，正是为储能、电动汽车等快速响应资源量身定制的价值实现场景。储能凭借其毫秒级响应速度，在调频市场中的竞争力将进一步提升。“谁受益、谁付费”的分摊原则，也有望改变当前辅助服务费用主要向发电侧传导的格局，使储能的调节服务获得合理回报。

在容量补偿机制方面，改革明确将新型储能、可中断负荷等纳入容量补偿范围，意味着储能的“容量价值”将得到制度性承认。基于系统可靠性需求的容量市场或补偿机制，可为储能提供稳定的容量收入，弥补其在能量市场中可能因价格下行而压缩的利润空间，改善项目收益率。

在应对新能源波动方面，储能已成为平抑“峡谷曲线”的关键。随着新能源渗透率提高，电力市场“鸭子曲线”加剧为“峡谷曲线”，午间光伏大发时段电价触底，傍晚爬坡时段电价飙升。储能通过跨时段能量转移，不仅可平滑出力曲线，更能在价格剧烈波动中捕捉套利机会，其“削峰填谷”的经济性与系统价值同步提升。

一体化资源配置体系优化：打开储能跨区域协同新空间

全国统一电力市场框架的初步形成，为储能的跨省跨区配置与协同运营创造了条件。

在市场规则标准化方面，国家层面推动市场设计、数据接口、结算规则的统一，使储能项目在异地市场参与交易时，无需重复适应迥异的规则体系。这降低了运营复杂性与合规成本，有利于大型储能电站或聚合商跨省提供调峰、调频等服务。

在跨省区交易常态化方面，省间现货市场、区域辅助服务市场的融合发展，使储能资源不再局限于本地平衡。例如，西北的储能项目可参与支援东部沿海的峰值调节，抽水蓄能电站可在更大范围内优化调度。这提升了稀缺调节资源的利用效率，也扩大了储能项目的潜在市场空间。

在规划—市场—电网协同方面，电网规划与市场运行数据的共享，有助于在新能源富集区、输电走廊关键节点、负荷中心等位置，更科学地布局储能设施。市场化利用率考核将引导储能投向真正需要的环节，避免无效投资。跨省通道的阻塞管理机制完善，也可能催生“储能+输电”的协同投资与运营模式。

储能行业迈向“多重价值兑现”新阶段

未来五年的电力市场改革，本质上是在为新型电力系统构建一套适配的市场化制度环境。对储能行业而言，这意味着其价值实现方式将从单一的电量套利，转向“能量价值+容量价值+辅助服务价值+跨区域调节价值”的多元复合收益体系。

同时，市场化改革也要求储能项目具备更强的市场参与能力、更精准的价格预测与风险管控水平。储能运营商需要从“设备提供商”向“电力市场服务商”转型，深刻理解市场规则，灵活运用金融工具，并积极探索与新能源电站、电网企业、售电公司等多方协作的商业模式。

随着近年来中国能源绿色低碳转型步伐加快，风电、光伏等新能源快速发展，可再生能源继续保持新增装机的主体地位，新型储能成为促进新能源开发消纳的重要手段，能够有效提升电力系统调节能力，缓解新能源发电特性与负荷特性不匹配导致的短时、长时平衡调节压力。新型储能正在电力系统调峰、电力保供中积极发挥作用，有力支撑了用电高峰时段的电力供应。

“十五五”期间，跨周、跨月/季等长周期平衡需求将成为系统调节的重要组成部分。初步测算，2030年最大周电量调节需求约占同期用电量的20%。此后，新能源季节性出力差异带来的跨月/季调节需求将进一步扩大，需加快发展安全经济、绿色低碳、数智化（大容量、长寿命、高安全、低成本）的新型储能技术，特别是长周期调节技术。应持续推进火电灵活性与深度调峰改造，探索火电配储模式，以适应源荷波动加剧场景；电源侧加强存量挖潜与增量优化，电网侧夯实网架与互济能力，负荷侧推动资源参与调节，助力储能规模化应用；统筹优化多类型调节资源，避免单一资源饱和，构建供给充裕、结构合理、响应高效的多时间尺度调节体系。

总体而言，新型储能已成为促进新能源开发消纳的重要手段，对有效提升电力系统调节能力，缓解新能源发电特性与负荷特性不匹配导致的短时、长时平衡调节压力，提升电力系统经济性和实现双碳目标至关重要。