截至2025年底，全国新型储能投运装机规模达1.36亿千瓦，较"十三五"末期增长超40倍。随着强制配储模式全面退出、全国性储能容量电价机制正式落地、“十五五"可再生能源规划确立"扩量提质、可靠替代"的发展主线，新型储能的功能定位和產業价值正在发生重构。
新形势下，新型储能不仅将承担顶峰保供、提供可靠容量的重要责任，更发展成为安全保供的关键基础设施。
政策演进构建完整制度框架
“双碳"目标提出以来，我国储能产业从初期的产业扶持、市场准入放宽，逐步过渡到取消行政化强制配储、建立市场化容量补偿机制。目前，储能独立的电力市场主体地位正式确立，构建起"电能量市场+辅助服务市场+容量补偿机制"三位一体的完整制度体系。
从政策演进脉络看，发展导向已从早期侧重产业规模扩张，转向规模与质量并重，更加注重储能对电力系统安全稳定运行、顶峰电力保供的实际支撑效果，引导行业发展逻辑从"重装机规模"向"重应用能力"转变。
2024至2026年，我国连续三年的政府工作报告均提出"发展新型储能”，从顶层战略层面为新型储能发展指明方向。
值得一提的是，2025年底，甘肃省率先出台了发电侧可靠容量补偿机制，在取消调峰补偿背景下，把电网侧独立储能纳入可靠容量补偿范围，为全国层面的制度设计提供了实践样本。
储能多重价值凸显
“十四五"时期，储能装机的快速扩张更多依赖强制配储的行政驱动，是新能源并网的硬性配套，而非系统真正需要的资源。进入"十五五”，新型电力系统建设进入攻坚期，《新型电力系统建设"十五五"规划》明确要求，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤降低传统能源比重。
新能源加速发展对系统的承受能力带来严峻挑战——可靠容量缺口，越来越成为绕不开的现实问题。这份缺口，首先来自电源结构迭代带来的保供能力结构性衰减。传统煤电机组正逐步从电量主体转向调节保障性电源，而风光新能源虽然装机规模一路攀升，自身可靠容量贡献却有限，系统由此陷入"名义装机过剩、顶峰供电不足"的结构性困境。
与此同时，系统电力电子化正在带来新的约束。大量风电光伏和储能通过电力电子换流器并网，系统同步转动惯量随之降低，频率、电压稳定风险随之上升。
立足新发展阶段，为构筑安全可靠的新型电力系统，需要推进"源、网、荷、储"多向协同，储能的作用和定位将提升到全新高度，发展成为"关键基础设施”。其功能价值不再局限于削峰填谷、消纳新能源弃电，更承担起系统安全稳定支撑、顶峰电力保供、虚拟惯量支撑、电压频率调节等多种职能。
为支撑"十五五"新增3亿千瓦可再生能源可靠顶峰能力的发展目标，储能将成为核心支撑。其中，源侧配套储能可有效提升风光场站置信出力，电网侧独立储能直接补充系统可靠容量。
从发展模式维度看，储能的应用场景持续向工业生产、零碳园区、算力负荷、分布式能源等领域延伸，形成电源侧、电网侧、用户侧多场景协同发展的格局。技术形态方面，短时电化学储能规模化建设，重点满足日内调峰、短时顶峰保供需求；压缩空气、液流电池、重力储能、氢储能等长时储能技术加速商业化迭代。
提供"可靠容量"
结合国家114号文及《“十五五"可再生能源规划》有关表述，将可靠容量定义为电源在系统极端顶峰负荷时段，能够持续、稳定输出的有效供电容量。传统机组的铭牌容量与实际基本可靠容量基本匹配，但风电、光伏受自然气象条件约束，有效供电能力远低于名义装机。
“十五五"规划提出的置信出力、可靠顶峰发电能力指标，目的是核算新能源搭配储能后，整体形成的有效可靠容量规模。储能的核心作用是弥补风光发电间歇性、波动性的天然短板，将不稳定的电量资源，转化为电力系统可调度、可兜底的可靠容量资源。
当前，全国31个省份陆续发布"十五五"电力发展规划中，其中明确提出新能源装机目标的20个省份，新增总装机规模就超过9亿千瓦，已经接近国家《可再生能源"十五五"规划》9.6亿千瓦的目标。
储能电站的有效供电能力同样存在折算空间。其名义最大功率为设备峰值输出能力，实际可靠容量受放电时长、可用电量、调度策略、设备可用率、电网约束等多重因素制约。
为支撑不断增长的灵活性、可靠性要求，储能应"强身健体，提升内功”。一要具备充足的持续放电时长。晚间负荷高峰持续时长可达4至6小时，只有4小时及以上长时储能，能够适配持续顶峰保供需求。二要保障高峰时段可调度性。三要提升设备运行可靠性与可用率。四要兼顾系统辅助支撑能力，除顶峰供电出力外，储能还需具备调频、调压、虚拟惯量支撑等辅助服务能力。
储能向可靠容量转型仍面临一些现实挑战。一是全国统一的可靠容量核算、认定、考核及退出机制尚未落地，各地执行标准不一。二是受部分地区电力市场规则制约，储能收益模式相对单一。三是储能安全管控、设备运维体系有待完善。当前最迫切的需求，是出台科学的储能可靠容量核算、认定与考核标准体系。
责任编辑：高慧君
来源:中国能源新闻网