2026-08-08 新闻来源：中国电力报
7月30日，国家能源局发布《中国新型储能发展报告2026》。中国电力企业联合会副秘书长刘永东，中关村储能产业技术联盟理事长、中科院工程热物理研究所所长陈海生，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会冯彩梅、刘勇对《报告》作出解读。内容如下：
由弱到强 从有向优 新型储能跨入规模化发展新阶段
——《中国新型储能发展报告2026》解读（三）
中国电力企业联合会副秘书长 刘永东
2025年作为“十四五”收官、“十五五”谋篇关键节点，党的二十届四中全会明确提出“大力发展新型储能”，恰逢新型储能产业规模、市场机制、技术创新、安全治理均实现跨越式突破，行业从政策驱动规模化阶段转向市场主导高质量发展新阶段，行业亟需统一储能产业发展共识、厘清发展路径。近日，国家能源局发布了《中国新型储能发展报告2026》，报告全面梳理2025年全球及国内储能发展全貌，系统回顾“十四五”发展核心成就，研判“十五五”中长期发展路径，明确2026年年度重点工作，既是行业发展成绩单，也是行业发展规划、产业布局、技术攻关的指导性文件。
一、2025年发展形势
（一）全球发展态势
报告数据显示，2025年全球新增储能装机1.1亿千瓦，同比增长52%，中国新增6200万千瓦，占全球新增56%，稳居全球第一大储能市场。过去一年，全球能源体系加速向清洁低碳、安全高效转型，全球主要国家持续强化顶层设计，密集出台专项规划和激励政策。一是政策支持持续加码。美国将储能投资税收抵免补贴延长至2036年；德国向气候与转型基金注资1000亿欧元支持能源转型；英国为长时储能提供长期收入保护；澳大利亚为户用储能提供补贴等。二是技术创新多元突破。中短时储能领域，韩国深化固态电池研究，日本开发镁基储能电池，英国推出首款本土钠离子电池。长时储能领域，美国新型铁基液流电池实现1000次循环后容量保持率98.7%，荷兰建成全球首个1000千瓦时级铁空气电池系统。三是产业投资持续攀升。 “十四五”以来全球新型储能项目总投资超2000亿美元，2025年全球储能电芯出货量达6.3亿千瓦时，同比增长超100%，市场供需由“供过于求”转向“紧平衡”。
（二）中国发展现状
2025年是“十四五”规划收官之年，我国新型储能装机规模超预期增长，政策体系持续完善，产业优势不断增强。一是政策体系持续健全。国家层面发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》；八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》。二是装机规模跨越式增长。截至2025年底，全国新型储能累计装机13593万千瓦/35112万千瓦时，同比增长84.3%；平均储能时长较2024年增加0.3小时。三是利用效果显著提升。2025年全国新型储能平均利用小时数1195小时，同比提升31.2%。多地新型储能最大顶峰功率占统调新型储能放电功率超90%，发挥重要保供作用。四是技术创新与标准体系完善。锂离子电池储能500-1000安时级大容量电芯量产；单机规模30万千瓦级压缩空气储能投运；多个全钒液流电池十万千瓦级项目并网；构网型储能技术持续扩大应用。首个强制性国家安全标准《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》正式生效，《电化学储能电站设计标准》完成重大修订。五是产业规模持续壮大。2025年储能型锂离子电池产量约5.7亿千瓦时，实现翻番，储能型锂离子电池全球出货量占比超90%。
二、“十四五”新型储能发展成就
报告系统总结五年跨越式发展成果，明确行业实现“从小到大、从弱到强”质变，建成全球规模最大、产业链最完整的新型储能产业：一是政策体系分层构建，治理框架全面成型。形成“顶层设计+专项政策+市场价格+地方配套”四级政策体系。二是装机规模跨越式增长，成为核心调节资源。储能装机从2021年400万千瓦增至2025年1.36亿千瓦，规模超过抽水蓄能两倍。三是多元技术路线协同突破，自主化全面落地。锂电持续迭代，压缩空气、液流电池、钠离子实现商业化示范，固态、重力、热泵储电等前沿技术完成工程验证。四是系统调节价值充分释放，支撑能源安全转型。储能年均利用小时从2023年611小时提升至2025年1195小时，在新能源消纳、电网调峰、顶峰保供、低频振荡抑制、黑启动等场景发挥不可替代作用。五是行业标准化、监管体系日趋完善。搭建全国新型储能大数据监管平台，实现项目备案、并网、调度、安全全流程监管；建成覆盖储能全生命周期标准体系，主导多项国际储能标准制定，全球行业治理话语权提升。六是储能产业集群提质扩容，新质生产力凸显。锂电全产业链产能全球第一，液流、压缩空气形成百亿级细分产业。
三、“十五五”高质量发展方向
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出“大力发展新型储能”。“十五五”是储能由规模化迈向全面市场化的关键阶段，发展方向聚焦六方面：一是统筹系统调节需求，确定发展目标与布局。明确2030年前新型储能主要满足系统日内调节需求，研判发展目标及布局需要聚焦促进新能源大规模开发消纳，支撑电网安全稳定运行和电力保供，提升用户灵活高效用电水平场景。二是立足创新驱动，完善多元技术体系。通过支持技术创新和引导产业创新，逐步探索形成锂离子电池储能为主，多元技术协同应用的技术体系，加强产业链供应链安全保障能力和发展韧性。三是完善“1+N”政策体系，强化标准支撑。以《“十五五”新型储能实施方案》为纲领，配套市场、安全、产业、人才专项政策；滚动更新储能标准体系，深度参与国际标准制定。四是健全央地协同管理机制，实施清单化管控。对电网侧独立储能实行国家定规模、地方定项目清单管理，实现全方位全生命周期做好动态监管。五是深化电力市场化改革，健全收益机制。完善中长期、现货、辅助服务市场衔接机制，有序推进全国容量市场建设，固化独立储能容量补偿政策，打通成本稳定疏导渠道。六是扩大高水平国际合作，共享产业机遇。依托上合组织能源部长会议等平台输出中国储能解决方案；鼓励行业协会、研究机构等加强研究，助力中国企业“走出去”。
四、2026年工作重点
2026年是“十五五”规划开局之年，报告立足新型储能规模化发展基础和产业优势，明确了年内工作重点：一是科学编制新型储能实施方案。做好《“十五五”新型储能实施方案》研究编制与发布，提出全国各地区发展规模和总体布局，指导各地做好本地区发展规划及政策谋划。二是大力支持核心技术装备攻关。做好国家重大专项和重点研发计划项目研究发布，谋划国家能源研发创新平台建设。开展第六批能源领域首台（套）重大技术装备评选。三是进一步规范新型储能项目管理。研究完善新型储能项目管理规范，明确全生命周期管理要求。落实容量电价政策，明确电网侧独立储能清单管理要求，指导各地测算发展规模和布局。四是持续推动新型储能高效运营。加快建设全国统一电力市场体系，推动新型储能进一步参与中长期、现货和辅助服务市场，支持“一体多用，分时复用”。加强调度运用跟踪评价，促进支撑调节作用发挥。五是积极引导产业链高质量发展。推动关键急需标准制修订，拓展全国新型储能大数据平台功能。鼓励企业“价值竞争”，提升产品技术水平和质量。加强国际交流合作，巩固产业链优势。
五、行业发展重点关切
（一）独立储能长期成为发展主力
独立储能装机占比从2022年的38.7%提升至2025年的51.2%，2025年新增装机中独立储能占比57.5%，成为累计和新增装机双主体。华北、华中、华东、南方地区独立储能占比均超五成。随着电力市场化改革深化，独立储能仍将是主要应用场景。
（二）长时储能加速发展
4小时及以上新型储能装机占比从2024年的15.4%提升至2025年的27.5%，同比增加12.1个百分点。西北地区4小时及以上储能占比超五成，率先开展中长时储能探索。锂离子电池储能技术继续向大容量、长时长方向迭代发展；压缩空气储能、全钒液流电池储能均实现十万千瓦级规模化应用。多国将长时储能纳入政策支持重点，长时储能成为行业发展重要方向。
（三）市场化转型加速推进
全国统一电力市场体系初步建成，7个省级现货市场正式运行，18个省级现货市场开展连续结算试运行。多地探索容量电价、放电量补偿等机制，内蒙古、新疆实施放电量补偿，河北、甘肃、湖北建立容量补偿机制，为新型储能收益提供保障。
（四）构网型技术扩大应用
构网型储能技术从电源侧、电网侧规模化应用，逐步向用户侧、微电网延伸。国家能源局将8个构网型技术项目纳入新型电力系统建设能力提升第一批试点。构网型技术在锂离子电池之外的技术路线中加速渗透，构网型飞轮储能、构网型全钒液流电池储能取得工程验证进展。
《中国新型储能发展报告2026》立足能源转型全局，详实的数据支撑与政策解读，有利于各地方能源主管部门，电网企业、储能制造业企业、业主单位、科研单位等统筹项目规划、技术创新、市场运营、安全管理各项工作，依托新型储能培育能源领域新质生产力，助力能源强国建设。
立足储能跨越式发展成就 锚定“十五五”市场化方向
——《中国新型储能发展报告2026》解读（四）
中关村储能产业技术联盟理事长、中科院工程热物理研究所所长 陈海生
2026年7月30日，由国家能源局能源节约和科技装备司、国家发展改革委创新和高技术发展司、电力规划设计总院联合牵头，中关村储能产业技术联盟等相关机构协同编制的《中国新型储能发展报告2026》正式对外发布。报告全文共七大部分，覆盖国内外现状、“十四五”复盘、“十五五”前瞻、2026年度重点任务，兼具政策权威性、数据完整性与产业实操指导性，是当前国内新型储能领域官方综合研判核心文件，可为地方能源主管部门、储能全产业链企业、电力市场运营主体及投融资机构提供发展指引。
一、报告发布背景
2025年作为“十四五”收官节点，我国新型储能装机较“十三五”末增长超40倍，行业完成从示范试点向规模化发展的质变。同年，中央“十五五”规划建议明确提出大力发展新型储能，《能源法》落地实施，以法律形式确立储能系统独立价值。2026年是“十五五”开局之年，也是新型储能全面市场化转型关键一年，行业从强制配储驱动模式，正式进入“容量+电量+辅助服务”三维收益运营新阶段，产业发展逻辑迎来历史性变革。
在此行业转型关键节点下，主管部门牵头编制本报告具有双重意义：其一，系统复盘五年产业发展成果，量化核心发展指标，统一全行业发展共识；其二，直面行业发展痛点，为“十五五”高质量发展划定清晰实施路线。
二、核心内容梳理
报告围绕产业现状、五年复盘、中长期规划、年度任务四大板块形成完整研判体系。从全球格局看，我国是储能增长核心引擎，装机规模领跑全球，锂电产业链占据绝对优势。国内储能实现政策、规模、技术、利用率、产业链全方位突破，市场化顶层制度落地，长时储能加速规模化，电站运行的系统支撑价值持续凸显，全产业链国产化基本完成。
“十四五”期间行业实现质变式升级：由配储驱动转向市场价值驱动，装机规模指数增长，新型储能跃升为第一大电力调节资源；全时序储能技术自主可控，产业集群成型，产业标准化与国际化水平同步提升，长时储能完成产业化从0到1的跨越。
面向“十五五”，报告锚定市场化、长时化、规范化、国际化四大主线，明确场景差异化布局、长时储能技术攻坚、政策标准体系搭建、统一电力市场改革、对外开放等六大发展方向，构建新型储能中长期发展总纲领。
2026年作为开局之年，重点落地五大任务：编制储能专项五年方案、推进核心装备创新示范、统筹项目规划布局、优化电力市场机制建设、健全行业标准并拓宽国际合作。配套五年行业大事记，直观梳理政策迭代与产业成长的发展脉络。
三、行业热点问题
根据中关村储能产业技术联盟DataLink全球储能数据库监测数据，截至2026年6月底，国内电力储能累计装机237.2GW，同比提升41.4%；新型储能168.2GW，占电力储能七成以上，同比增长58.6%，是产业扩容核心支撑。上半年新型储能新增21.64GW/58.20GWh，规模同比回落超15%，项目并网回归常态，区域布局愈发集中。行业规模化推进过程中，市场化转型仍存在诸多现实堵点，以下结合联盟实地调研成果分析行业热点问题。
（一）独立储能收益模式有待优化
“容量电价+电能量套利+辅助服务”三位一体收益模式是独立储能可持续运营基础，但各地市场建设进度不一，多重盈利痛点叠加，电站经营压力持续走高。
一是，现货价差收益普遍偏低。今年上半年全国现货价差均值约0.15-0.45元/kWh，西北区域下滑趋势最为突出，蒙西上半年平均价差仅0.26元/kWh，同比大幅下降42%。同时，受能源结构和电力供需等多重因素影响，部分地区电价全天维持低位，高峰时段电价抬升不足、高价位持续时间较短，储能电站捕捉能够实现盈利的放电窗口难度持续加大。
二是，系统运行费明显上涨，抬高储能充电成本。2026年上半年全国系统运行费平均涨幅接近翻倍，有6-7个省超过0.1元/kWh，最高达到0.15元/kWh。在偏低的现货价差水平下，叠加储能自身充放电能量损耗，存在亏损风险。
三是，容量电价政策落地推进较缓慢，目前仅有6个省份正式出台实施细则，容量补偿价格为165-330元/kW·年，可靠容量折算系数在6、8、10小时，系统净负荷高峰持续时长成为各地容量补偿机制的关键。按照4h系统进行折算，甘肃补偿金额最高可达193.5元/kW·年，需满足相对严格的考核要求。
四是，辅助服务市场机制有待完善。目前仅少数省份储能正式参与调频市场，多数地区还处于规则完善和试运行阶段，除调频外少有其他市场品种建立。市场衔接方面，由于市场成熟度有限，储能无法同时参与现货与辅助服务市场，难以实现多重价值的叠加。市场规模方面，部分省份限制了储能参与调频容量申报比例，随着本地储能装机快速增长，导致单站调频收益持续下滑。
（二）长时储能规模化尚存约束
报告将长时储能列为“十五五”核心发展方向，数据显示2025年底全国4小时及以上储能装机占比同比提升12.1个百分点，西北风光大基地率先规模化布局，但产业化发展仍存在短板。全钒液流、压缩空气储能等长时储能项目初始投资门槛较高，项目短期内部收益率不及2—4小时储能项目，市场资本参与意愿偏弱；同时长时储能专项扶持政策供给不足，长时储能的系统效率偏低，能量损耗推高充电成本，叠加持续上涨的系统运行费，导致项目收益被压缩，现有容量电价补偿力度难以覆盖高额初始投资压力；此外隔膜、大功率压缩机等核心装备规模化量产不足，规模降本效应未能充分释放，进一步制约项目经济性。
（三）全球储能竞争加剧
报告数据显示我国储能电池全球出货占比超90%，全产业链完整度全球第一，但外部产业竞争环境持续恶化。国际层面，美欧出台本土储能扶持法案，设置本土化产能、碳足迹等多重贸易壁垒，试图培育本土储能产业链；海外加速布局液流、压缩空气储能等长时储能自主技术路线。国内企业出海层面，面临地缘政策变动、汇率波动、海外本地化运维配套不足等多重阻碍；上游关键矿产对外依存度偏高，资源价格大幅波动直接冲击中下游制造成本；新一代储能技术面临更大的技术竞争压力。
四、面向“十五五”新型储能高质量发展建议
（一）统筹储能规划布局
依托《“十五五”新型储能实施方案》建立全国、省级、项目三级协同统筹机制，持续完善央地联动的储能需求测算体系，结合各地新能源资源禀赋、负荷特性、现有调节资源，统筹好各类调节资源的规划建设，分区域合理划定短时、长时储能建设规模，引导社会资本理性布局，更好匹配新型电力系统调节刚需。
（二）优化储能多元收益机制
完善“容量+电能量+辅助服务”三位一体收益体系。加快各地容量电价细则落地，合理设定容量折算标准，理顺系统运行费分摊规则，降低电站充电运营成本；深化电力现货市场改革，适当放开现货限价范围，拉大峰谷价差，拓宽套利空间；丰富调频、备用等辅助服务品类，建立现货与辅助服务同步参与的衔接机制。
（三）补齐长时储能产业短板
针对长时储能投资高、配套不足、经济性偏弱等问题分类施策。结合风光大基地、分布式、废弃资源场地匹配不同长时技术路线；加大核心装备技术攻关，推动隔膜、大功率压缩机量产降本；研究出台长时储能专项政策，提升资本投资意愿。
（四）化解全球产业链竞争风险
国内加快上游矿产开发，推广钠离子等互补性储能技术来平抑原料价格波动；海外因地制宜布局本地化产能，以整体解决方案、运维服务替代单一产品出口；搭建出海公共服务平台，降低企业跨境经营门槛，稳固产业链全球优势。
五、结语
《中国新型储能发展报告2026》完整回顾了“十四五”我国新型储能产业跨越式发展成就，清晰锚定“十五五”市场化高质量发展核心路径。2026年作为“十五五”规划开局之年，行业告别政策驱动的规模扩张周期，迈入市场自立、多元技术协同、系统价值充分释放的全新发展阶段。
中关村储能产业技术联盟将持续发挥数据支撑、政策研究、标准研制、国际交流等行业组织的职能，做好行业主管部门的管理支撑工作，联动全产业链协同破解行业痛点，持续巩固我国储能产业全球领先优势，助力新型储能成长为支撑能源强国建设、培育能源领域新质生产力的战略性支柱产业。
——《中国新型储能发展报告2026》解读（五）
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会 冯彩梅 刘勇
“十四五”以来，“发展新型储能”写入《政府工作报告》和《能源法》，并出台多项支持政策，推动新型储能从“强制配储”向“市场化用储”转变。在政策体系持续健全、技术水平不断提升、市场机制逐渐完善的背景下，我国新型储能产业全面告别单纯依赖政策驱动的规模竞赛阶段，步入以市场价值、技术创新与安全底线为核心竞争力的高质量发展新周期，站上前所未有的历史高位，成为国家六大新兴支柱产业之一。
一、总结过去：产业发展成果显著
报告对2025年国内外新型储能发展概况进行总结，并回顾我国“十四五”新型储能发展成果。全球主要国家和经济体在新型储能领域的战略投入持续加强，市场规模高速增长，技术创新多元突破。我国新型储能政策体系持续完善，装机规模跨越式发展，技术迭代持续深化，产业整体保持良好发展态势。
截至2025年底，我国已建成投运新型储能1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，装机规模约占全球装机的50%，居全球首位。新型储能技术呈现“锂电池主导、多技术并行”的多元化格局，锂离子电池储能占据绝对主导地位，占比超90%。30万千瓦级压缩空气储能、百兆瓦时钠离子电池储能等重大项目相继并网，技术创新实践迈出了坚实步伐。
新型储能在促进新能源开发消纳、电力保供、电网调节等方面的作用日益凸显。2025年，新型储能年均等效利用小时数显著提升，在迎峰度夏等电力保供关键时段发挥了关键调节作用，有效缓解了高比例新能源接入带来的电网波动，为新型电力系统建设提供了有力支撑。
以2025年“136号文”取消强制配储为标志，叠加2026年初“114号文”首次在国家层面建立电网侧独立储能容量电价机制，储能的政策逻辑已全面转向市场价值驱动。多地通过容量补偿、现货市场、共享储能等机制创新，逐步探索“电能量+容量补偿+辅助服务”的多元收益模式，行业内生动力显著增强。储能不再是新能源并网的入场券，而必须作为独立市场主体在新型电力市场中证明自身价值。
二、立足当下：机遇与挑战并存
（一）技术发展以市场需求为导向
随着新能源装机规模持续突破新高，电力系统对灵活调节资源的需求已从“辅助型补充”转向“刚性依赖”。长时储能（持续放电时长4小时以上）凭借其在跨昼夜平衡、季节性调峰及极端天气保供等方面的不可替代性，正从技术验证阶段全面迈入规模化商业部署，成为当前储能行业布局的核心赛道。
构网型储能技术持续扩大应用。伴随高比例可再生能源接入带来的惯量支撑不足、电压频率失稳等系统性问题日益凸显，构网型储能技术应势而起。构网型储能已从示范项目走向区域集群应用，并在西北沙戈荒新能源基地、海上风电送出及特高压直流馈入受端等典型场景中实现工程化落地。
新型储能已突破传统电力系统调节的边界，加速渗透至经济社会多个领域。AI算力成为新增长极，AIDC数据中心对供电可靠性和电能质量提出极高要求，正成为储能需求增长的新引擎。多元融合模式不断涌现，储能与工业园区、零碳园区、绿色建筑、光储充一体化、虚拟电厂、源网荷储一体化、车网互动等场景深度融合，从单一储电走向“储能+”模式。
（二）安全性和经济性得到重视
储能安全问题得到持续关注。据统计，2025年全球储能安全事故达30多起，2026年海外仍出现集装箱储能起火险情。我国首个新型储能强制性国家安全标准《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》（GB 44240—2024）已经正式生效，但随着500Ah+大容量锂离子电池渗透率的提升，储能系统的热失控风险、系统级缺陷及运维安全问题仍需高度关注。行业对高安全储能技术需求日益迫切，正在探索从被动防护转向本征安全和主动预警，利用AI诊断和数字孪生技术实现热失控的提前识别。企业积极开发各种本征安全储能技术，水系电解液电池、半开放储能电池等创新路线正在持续推动示范验证，促进多元化技术发展。
国内储能商业项目的盈利仍面临挑战，新的多元化收益模式尚未完全建立，导致项目经济性普遍承压。2026年起，多省取消行政规定的固定峰谷时段，电价由市场供需决定，过去“低充高放”的稳定收益模型被打破。电力现货市场全面铺开后，峰谷价差普遍收窄，导致工商业储能投资回收期延长。虽然理论上储能可参与现货套利、辅助服务、容量补偿等多重市场盈利，但各省规则不统一、结算机制割裂，多重收益难以真正“叠加”兑现。
（三）国内外市场面临不同挑战
国内市场，以本征安全技术、主动安全预警、智能运维、高效热管理等技术为核心的“产品+服务”模式，正成为产业高质量发展的关键抓手。企业竞争正从单一的价格战向“全生命周期服务、系统级安全、差异化场景”转变，头部企业凭借规模效应、研发纵深与品牌信誉，市场份额持续集中，而缺乏核心技术、依赖代工贴牌、资金链薄弱的中小企业面临加速出清。
海外市场，面对国内竞争白热化与盈利能力承压的现实，“出海”已从可选项变为必选项，欧洲、东南亚、中东等新兴市场成为出海重点。但海外市场面临地缘政治风险、绿色贸易壁垒以及海外本地化产能竞争等挑战，对企业的合规能力、本地化运营和商业模式创新提出了更高要求。部分国家收紧关键基础设施外资准入审查，对中国储能设备的“安全可控”提出政治性质疑。欧盟《新电池法规》强制推行电池护照、碳足迹声明及再生料比例要求，碳关税机制逐步落地，对中国企业供应链碳追溯能力和绿电使用比例构成硬性约束。日韩老牌电池企业及欧美新兴本土厂商正加速产能建设与政策游说，试图在标准制定与市场准入层面设置壁垒。这些挑战对中国储能企业的合规治理能力、本地化运营深度以及商业模式创新能力提出了前所未有的高要求。
三、展望未来：巩固全球领先优势
报告对我国“十五五”新型储能发展进行展望，提出2030 年前新型储能主要满足系统日内调节需求的目标，并制定2026年重点发展工作，强化顶层设计、支持技术创新、规范项目管理、完善政策支持，引导产业链高质量发展。
在政策持续支持和市场规则完善的基础上，我国新型储能将向高质量、市场化、智能化方向深度演进，实现从“规模扩张”向“价值创造”跃升，从而巩固“十四五”发展成果，保持全球领先优势。具体体现在以下四个维度：
储能技术创新，围绕“高安全、长寿命、低成本”的目标向高端化、智能化、绿色化方向演进，AI赋能的智能制造和智能运维将大幅提升储能系统的经济性和可靠性。企业通过对电价、负荷的精准预测来动态优化充放电策略，从设备比拼转向算法和运营能力的比拼。
储能应用场景，向“储能+”深度融合拓展，从传统的电网侧、电源侧向用户侧及新兴领域（如AI数据中心、低空经济、智能微电网）全面拓展，作为综合能源系统的核心，与新能源、负荷、数字化技术深度融合，为高比例新能源电网提供全场景的灵活调节支撑。
储能商业模式，向多元化、市场化纵深发展，随着电力市场化改革的深入推进，储能将深度参与电能量市场、辅助服务市场和容量市场，构建“容量保底+市场收益”的可持续盈利模式。除了电力市场交易，虚拟电厂（VPP）可聚合大量用户侧储能资源，参与需求响应和辅助服务。同时，企业可以通过碳交易、绿证交易，挖掘储能的减碳环境价值，开辟新的收益渠道。
储能产业生态，向协同化、绿色化、国际化方向迈进，进一步加强产业链上下游的协同，完善从材料、电芯、系统集成到回收的闭环生态。国内企业将依托技术创新和成本优势，积极参与全球能源转型，从出口设备转向输出系统解决方案和工程服务能力，从依赖国内政策红利转向参与全球标准制定与市场竞争，持续提升中国储能产业在全球市场的核心竞争力。
