2026年储能行业：政策催化叠加市场驱动，国内储能有望打开成长空间

政策重塑价值体系，储能从强配转向经济性驱动

储能迈向市场化，推动储能需求高增

强制配储退场，容量电价密集出台，储能收益模型持续优化。2025年初，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，提出要推动新能源全面进入电力市场交易，以及明确取消将配置储能作为新 建新能源项目的前置条件。这意味着，持续多年的“强制配储”政策正式退出历史舞台，储能行业告别了依靠政策“搭车”的时 代。各省迅速跟进出台的容量电价补偿政策，其中内蒙古、河北、宁夏、甘肃、湖北五省陆续发布容量补偿政策，纳入补偿的标 准和范围开始出现相对一致的趋势。电力市场化改革将改变储能项目收益模型，为储能开辟了全新的市场化收益空间。

“114号文件”：明确建立独立储能容量电价机制

114号文首次从国家层面明确了独立储能的容量电价机制。2026年 1 月 30 日，国家发改委、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》，明确提出建立统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、 天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。本次《通知》明确了电网侧独立储能的容量电价机制，为电网侧独立储能提 供了较为明确的运营收入保障和收益预期，有利于调动其积极性，更好参与电力市场化交易体系。同时，独立储能容量电价的 折算比例计算方式，也有利于真实反映独立储能对系统顶峰保障的实际贡献。

有序建立发电侧可靠容量补偿机制，完善容量电价定价体系

“114号文件”建立了“可靠容量”概念以及对应的“可靠容量补偿机制”。可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续 稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按 统一原则进行补偿。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能 等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不 重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行 原有容量电价。

从分类定价到统一补偿，重塑储能发展逻辑。此次《通知》的核心突破在于，不再按电源类型区分补偿，而是基于“顶峰供电 能力”这一统一原则进行补偿，标志着容量电价制度的重大完善。政策并未简单提价，而是通过优化发电侧收益分配，实现了 电量电价与容量补偿的合理分工。随着各省政策跟进，储能的容量收益将更具确定性，其经济性也有望迎来实质性提升，推动 发展逻辑从强配驱动转向经济性驱动。

算电协同首次列入政府工作报告，储能需求有望持续提升

算电协同不是短期主题，而是长期产业趋势

算电协同是一个由协同到融合的过程，是长期发展趋势。算电协同指通过数字化技术、智能算法和通信网络，将算力基础设施 与电力系统进行有机整合，通过智能化调度实现算力资源与电力资源的动态匹配与优化配置，实现两者在资源调度、运行管理、 需求响应等层面的协同互动，以提升能源利用效率、保障算力供给稳定性，并推动低碳化发展。算力协同是一个由探索到成熟、 由初级到高级、由协同到融合的渐进发展过程。在这一演进过程中，算力与电力的协同程度持续深化、合作愈发紧密。

算力枢纽绿电占比限制，东数西算升级算电协同

国家级政策严格限制算力园区绿电占比，建设战略从“东数西算”起步到“算电协同”升级。2022年2月全面启动了“东数西 算”工程，规划了8个国家算力枢纽节点和10个数据中心集群。但我国目前算力中心多部署在东部，而新能源发电主要来自西部。 截至2023 年底，八大枢纽节点机架数占全国七成以上，其中京津冀和长三角在用机架数的全国占比分别为 21.5%和24.5%，其余 六大节点在用机架数的全国占比总和为 25.5%。2024 年《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》明确要求，到 2025 年底国家枢 纽节点新建数据中心绿电占比超过 80%。这表明算力与电力分布不均衡的问题需要进一步深化算电协同，健康的算力增长必须依 托绿电匹配，算力中心的选址正从单纯考虑算力需求转向“算力+绿电”的双重优化。

首次列入政府工作报告，算电协同纵深发展

算电协同首次列入政府工作报告，储能角色从配角转向中枢。2026年3月5日，两会政府工作报告明确提出：“实施超大规模智 算集群、算电协同等新基建工程，加强全国一体化算力监测调度，支持公共云发展。”这一表述标志着算电协同正式从部门探索 上升为国家战略，成为“东数西算”工程纵深推进的重要抓手。此前，在2023年，国家发展改革委等部门联合印发的《关于深入 实施“东数西算”工程 加快构建全国一体化算力网的实施意见》中，就已首次提出“算力电力协同”的概念。算电协同完成了从 “概念提出”到“工程落地”的关键跨越，为算力基础设施与新型电力系统的融合发展奠定了坚实的政策基础。

招标规模同比高增，26年国内储能装机持续高增

储能装机持续高增，25年装机66.43Gw，同增52%

储能市场规模稳步增长，新型储能装机规模快速扩张。根据CNESA统计，截至2025年12月底，中国新型储能累计装机规模达到 144.7GW ， 同 比 +85， 首 次 突 破 100GW， 是 “ 十 三 五 ” 时期末的 45 倍 。 2025 年 ， 中 国 新 型 储 能 新 增 装 机 规 模为 66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比+52%/+73%。

新型储能平均时长持续攀升，长时储能需求增强

新型储能平均时长持续攀升，长时储能需求增强，行业正向能量容量主导的应用场景加速演进。根据CNESA统计，2021至 2025年，新型储能平均时长由2.11小时缓慢升至2.58小时，呈现稳步上升趋势；自2026年起，时长提升明显加快，预计到 2030年累计装机的平均时长将达到3.47小时。这一变化反映出储能技术持续进步及市场对长时储能需求的增强，行业正加速向 能量时移、系统调节等更注重能量容量的应用场景深化发展。

独立储能主导地位凸显，新型储能应用格局持续重塑

我国储能应用结构发生根本性变化。寻熵研究院数据显示，2025年落地的储能系统需求中，独立式储能项目以及集采、框采合 计占到总招标采购规模的近九成。随着“136号文”明确提出新能源项目不再强制配储，可再生能源领域的采招需求明显下降， 在2025年全年采招订单中的占比仅为6%。总体来看，我国储能的应用格局正加速向“独立储能主导、多场景协同”的方向演进。