碳达峰、碳中和目标带动下，我国新型储能产业正在加速演进。截至2025年底，全国新型储能累计装机达到144.7吉瓦，较“十三五”末增长45倍，西部新能源富集区成为主要增量来源。装机跨越式增长的背后，是技术进步与市场机制共同发力：500安时大容量电芯实现国产化量产，全钒液流电池能量密度提升30%，压缩空气储能核心设备实现完全自主可控，为产业持续发展提供了关键支撑。当前，行业关注点正由“装得多”转向“用得好”。中关村储能产业技术联盟数据显示，独立储能占比由过去的35%提升至58%，其作为系统调节资源的重要性更凸显。但随着规模扩大，仅靠峰谷价差套利的传统模式空间收窄。中国科学院工程热物理研究所所长陈海生指出：“未来三年，辅助服务收益占比预计下降40%，电能套利和容量价值将成为收益主体。”该变化与电力市场改革深化密切有关。甘肃等省份率先将电网侧储能纳入容量补偿机制，通过可靠容量折算实现价值兑现；广东、浙江等地试点储能聚合商参与现货市场交易，推动工商业储能由“被动响应”转向“主动管理”。业内认为，构建“电能收益+辅助服务+容量补偿”的多元收益体系，需要突破三项关键问题：现货市场价格波动风险的消纳与对冲机制、跨省跨区交易规则的改进、储能作为独立市场主体的身份与权责认定。面向“十五五”新周期，行业出现三上趋势：一是技术迭代加快，向8小时长时储能推进，构网型储能设备渗透率有望达到60%；二是运营格局由单一发电集团主导，转向“新能源企业+专业运营商+电网公司”协同；三是全球化布局成为新的增长点，我国压缩空气储能技术已在东南亚、中东等地区签约落地项目。国家能源局相关负责人表示，将推动修订《电力辅助服务管理办法》，研究制定储能参与电力市场交易实施细则，为市场化转型提供制度支撑。
新型储能迈入“十五五”，竞争焦点不再只是装机规模的增速，更在于规则体系的完善程度、技术体系的可靠性和运营体系的精细化水平；只有把市场机制落到实处、守住安全底线、让技术创新与系统需求更紧密匹配，储能才能真正从“成本项”转为“价值项”，在支撑能源转型和电力系统安全稳定运行中起到更长期、更可持续作用。