GGII：“十五五”规划相继落地，储能未来五年将有哪些变化？

截至2026年8月，国家《十五五规划纲要》《新型能源体系建设“十五五”规划》《可再生能源发展“十五五”规划》《新型电力系统建设“十五五”规划》等均已发布，储能发展的总体政策框架已经基本明确。总体来看，“十五五”期间储能政策将由“鼓励建设、扩大装机”进一步转向“按系统需求建设、提高有效调用、体现多重价值”，储能仍处于规模扩张期，但项目布局、产品形态和盈利模式将发生明显变化。

“十四五”与“十五五”储能政策对比

资料来源：政府文件、高工产研储能研究所（GGII）整理，2026年8月

整体来看，“十五五”相关政策发布后，GGII分析认为未来储能行业将会发生如下变化：

1）储能将与其他调节资源正面竞争。国家文件已经明确要求地方统筹储能与其他调节资源，而不是单独规划储能规模，其他竞争性调节资源包括抽水蓄能、煤电灵活性改造、需求响应、虚拟电厂、储热等。

未来储能需求＝系统调节能力缺口－其他更优灵活性资源能够经济提供的部分。其中，成本上最有优势的是需求响应、存量水电和煤电灵活性改造，长时调节方面，抽水蓄能、水电、燃气和储热更具优势。

2）长时储能需求增加，“十五五”期间储能GWh增速预计高于GW增速。《新型电力系统建设“十五五”规划》要求新增承担顶峰保供作用的电网侧独立储能等效顶峰时长力争达到4小时，并加大构网型储能应用。若按300GW目标测算，保守估计“十五五”期间累计新增装机将达164GW/567GWh。

“十五五”期间主要4h+储能场景

资料来源：公开资料、高工产研储能研究所（GGII），2026年8月

3）源网侧储能从不同省级之间的分化转向不同节点之间的分化。“十四五”期间，同一省内的储能项目通常面对相近的峰谷电价、容量租赁价格和辅助服务规则，储能主要赚取统一政策下的平均收益，项目建设位置差别不明显，“十五五”期间储能项目之间的价值差异将显著扩大，同一省份不同节点的利用率和收益可能完全不同。部分前期储能建设较多、优质节点已经趋于饱和的地区，新增项目可能明显放缓。

“十五五”新增储能节点形成逻辑及对应重大规划

资料来源：公开资料、高工产研储能研究所（GGII），2026年8月

4）风光置信出力要求将重新拉动源侧配储起量，对可靠容量的考核强化。《可再生能源发展“十五五”规划》首次将风光置信出力纳入规划目标：到2030年，全国风电光伏含源侧配建储能的平均置信出力达到8%。

储能将成为提高新能源置信出力的重要手段，评价重点将由“配了多少储能”转向“储能在关键时段实际能够提供多少可靠容量”，推动新能源与储能从简单设备配置，转向联合功率预测、一体化控制和协同运营。

未来，无法在关键时段稳定调用、衰减较快或实际可用容量不足的储能项目，其市场收益可能明显下降。

5）配电网可能成为“十五五”储能重要的增量来源。新型能源体系规划提出，到2030年配电网力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力，并要求配电网从单纯输配电设施转变为“源网荷储资源高效配置平台”。

过去储能行业主要针对大型新能源基地和独立储能电站场景，然而随着当前部分省份优质节点资源逐步饱和，“十五五”期间，大量矛盾会从主网下沉到配电网，如县域分布式光伏反向潮流、工业园区局部容量不足、充电设施集中接入、数据中心新增负荷等，零碳园区、工业绿色微电网、绿电直连及源网荷储一体化将成为重要发展模式。

针对以上变化，企业竞争重点预计也将有所变化，具体如下：

1）储能项目竞争将从土地和备案转向“节点权＋调用权”。“十四五”期间，拿到土地、备案和并网指标，基本意味着项目能够建成，未来真正稀缺的资源将变成，1）节点权：项目是否位于真正有调节价值的电网节点；2）调用权：电网是否愿意、能否频繁调用。项目开发应优先布局调节资源短缺、储能调用需求明确、收益机制相对完善的区域和节点。

2）顶峰保供推动独立储能向“4小时+高可用”发展，风光置信出力推动源侧储能向“定制时长+源储协同+长期可靠容量”发展。针对顶峰保供场景，4小时及以上、高可用率、低衰减的独立储能产品将成为主流，质保方式也可能逐步由循环次数质保转向可用容量、系统可用率和关键时段履约能力质保。

针对风光置信出力，推动源侧储能产品向“风光可靠出力解决方案”方向发展，储能需要与风光功率预测、EMS和交易系统深度协同。

3）运营能力开始直接影响容量收入，重要性愈加凸显。政策特意强调“可靠容量补偿”而非“装机容量补贴”。未来容量收入很可能逐步与持续放电时长、高峰时段可用率、实际顶峰贡献、SOC管理能力、容量衰减、极端天气下的可用性等指标挂钩，而这些指标不仅不同设备厂家差异较大，同时也与运营能力强相关。