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能源高质量发展专家谈 | 《新型电力系统建设“十五五”规划》解读（六）

发布时间：

2026-08-08

资料来源:

文章来源：国家能源局

 

推进新型储能规模化发展 大力提升电力系统调节能力

——《新型电力系统建设“十五五”规划》解读

 近日，国家发展改革委、国家能源局出台《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》围绕构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，统筹发展和安全，系统部署“十五五”我国新型电力系统建设方向和重点工作，为科学引领“十五五”电力行业高质量发展指明了方向和路径。新型储能作为新型电力系统的重要组成部分，对提升电力系统调节能力、促进新能源消纳、保障顶峰供电具有不可替代的作用。以下围绕《规划》中提升电力系统调节能力、推进新型储能发展的相关部署作简要解读。
一、新型电力系统建设对调节能力提出更高要求
当前，我国新能源装机保持快速增长态势，年均新增装机突破2亿千瓦，预计“十五五”将延续这一态势。从实际运行数据看，截至2025年底，全国风电利用率94.3%，较2024年下降1.6个百分点；光伏发电利用率94.8%，较2024年下降2个百分点，部分新能源发展较快省份消纳压力已有所凸显。与此同时，“十五五”时期全国年均用电增量预计约6000亿千瓦时，新能源出力波动与用电需求刚性增长的双重叠加，使电力系统在调峰、调频、顶峰保供等方面面临考验。
经过持续建设，我国电力系统调节能力已有显著提升。“十四五”期间，“西电东送”能力从2.7亿千瓦跃升至3.4亿千瓦，抽水蓄能装机规模超过6600万千瓦；煤电灵活性改造规模持续扩大，截至2025年底已超过4.5亿千瓦。新型储能发展尤为迅速，全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍。
《规划》明确至2030年，在实现新能源装机超28亿千瓦的同时，全国新能源利用率仍保持90%左右的高消纳水平。现有调节能力与新形势需求之间仍存在差距，需从源网荷储各侧协同发力，做好各类调节资源统筹规划，加强规模、布局与新能源发展的衔接。
二、源网荷储各侧协同发力提升系统调节能力
《规划》推动提升电力系统调节能力，“十五五”期间，从源、网、荷、储各侧统筹布局，全面支撑新型电力系统构建。
抽水蓄能建设方面，《规划》推动科学优化抽水蓄能电站建设布局，建设一批参与区域调节的抽水蓄能电站。到2030年，全国抽水蓄能电站装机规模达到1.6亿千瓦左右。抽水蓄能作为单体规模最大、电网支撑作用最强、寿命最长、可靠性最高的储能形式，功能定位涵盖服务省级或区域电力系统以及特定电源。
煤电转型方面，《规划》推动落实新一代煤电升级专项行动，提升煤电深调、快调、高效调节能力，完善煤电容量电价。到2030年，全国热电联产机组最小发电出力达到40%以下，鼓励通过热电解耦等电热协同方式进一步提高灵活性。煤电功能定位由基础保障性电源向支撑调节性电源转型持续深入。
灵活性负荷方面。《规划》推动分布式电源、可调节负荷、电动汽车充电基础设施等各类分散资源聚合参与电力削峰和填谷。到2030年，全国需求侧削峰能力超过1亿千瓦，虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦，车网互动聚合可调充电规模力争达到5000万千瓦。负荷侧调节资源形散而力聚，系统整合能力凸显。
电网互联互济方面。《规划》持续完善区域主网架结构，推动电网交直流、送受端、各层级协调发展，推动挖掘流域、跨区域电力供需互补潜力，强化区域间互为备用、紧急情况临时支援能力，推动一批区域间电力互济提升工程，进一步促进省间资源统筹优化。
三、新形势下新型储能功能定位与面临挑战
电力系统调节能力的提升与顶峰保供能力的增强，均离不开储能这一关键调节资源的深度参与。在各类调节资源中，新型储能凭借其响应速度快、调节精度高、布局灵活等独特优势，正日益成为支撑系统调节与保供的重要力量。
在提升调节能力方面，新型储能可有效平抑新能源出力的波动性与间歇性。2025年，全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。其中新能源配建储能平均利用小时数约917小时，同比增长19.7%、约151小时。新型储能调用水平持续提升，在增强系统调节能力、促进新能源消纳、保证系统安全稳定等方面的作用日益突出。
在顶峰保供方面，新型储能可在用电高峰时段快速释放电能，有效缓解供电压力。2025年迎峰度夏期间，江苏、山东、云南等省先后开展全省新型储能集中调用，最大放电功率分别达714万千瓦、804万千瓦、474万千瓦，调用同时率达95%以上，成为顶峰保供的重要资源。国家层面也将增强用电高峰时段顶峰能力作为“十五五”期间储能侧的重点任务之一。
在支撑安全稳定运行方面，压缩空气、飞轮及重力储能因物理特性与同步机一致，具备惯量、频率和电压支撑能力。采用构网型控制的电化学储能，亦可实现虚拟惯量与电压、频率主动支撑。同时，新型储能凭借其响应快、精度高的特点，在调频、快速爬坡等服务中比传统电源更具优势。《规划》推动释放新型储能调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能。
新型储能发展成效显著的同时，仍面临关键挑战。一是电源侧新型储能的配置和利用效率仍需提升。现行政策已不再将配置储能作为新建新能源项目并网的前置条件，但随着新能源全面入市逐步推进，通过市场方式驱动新能源侧配置储能从而提升项目整体经济性，将成为新能源与储能的深度协同运行新模式。二是电网侧新型储能的顶峰保供作用有待加强。当前电网侧储能装机占比提升，其布局与电网规划协同性还需持续加强，且目前配置以跟网型为主，在弱电网下惯量及电压支撑能力不足，亟需拓展构网技术在储能侧应用。三是新型储能的多元应用场景有待进一步拓展。目前新型储能主要布局于电源侧和电网侧，在配电网及智能微电网等领域的应用仍处于探索阶段。随着分布式新能源快速发展，农村及城镇配电网面临电压越限、反向重过载等新问题，配电台区、工业园区、微电网以及多能融合等场景中储能的调节价值有待深入挖掘。
四、新型储能高质量规模化建设实施路径
《规划》围绕新型电力系统建设，统筹供给侧、电网侧、用户侧、调节端协同发力，细化落实重点任务，明确保障机制。从新型储能视角看，这些任务部署体现了以下几方面的着力方向。
（一）充分发挥新型储能调节作用。《规划》推动增强电力系统调节能力，实现各类调节资源的高效调用。在新型储能调节能力提升方面，一是推动对具备条件的存量项目实施技术改造，持续提升调用水平；二是分地区制定新能源利用率目标，科学确定自用储能配置规模；三是在“沙戈荒”等新能源外送基地中，合理规划新型储能规模，着力提升通道新能源电量占比。通过新能源与新型储能的协同联动，推动配建储能由政策驱动转向市场牵引，有效提升新能源场站系统友好性和消纳水平。
（二）优化布局保供型电网侧独立储能。《规划》高度重视能源安全，构建新能源、储能、调峰气电、清洁高效煤电协同的电力供应保障体系，着力提升电力系统安全韧性水平，持续提高供电服务质量。《规划》提出加快布局一批可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能电站，“十五五”时期全国新增规模约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时，明确各地指导规模。推动加大构网型等技术应用，探索应用“火电+储能”等多元化黑启动模式。
（三）因地制宜推动新型储能构建新型电网。《规划》着力构建安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，促进主配微协同实现资源配置平台作用和服务功能发挥。在打造坚强韧性配电网方面，优化布局一批中低压配电网、台区新型储能项目，增强配电网综合承载能力和调节能力。在多场景建设智能微电网方面，布局建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提升新能源自发自用比例。
（四）积极拓展新型储能应用新业态新模式。《规划》促进电力与相关领域融合发展。在促进电力与算力协同发展方面，依托算力设施发展源网荷储一体化等新模式，提高算力设施绿电占比；在促进电热、电氢等协同联动方面，鼓励推广热电联产机组通过熔盐储热、热水储能等方式实现热电解耦，探索应用相变储热、固体储热等先进高温储热技术，拓展氢储能、氢发电等应用场景；在推动电力与交通融合方面，在交通廊道等区域优化布局一批风光储充换电站，在港口码头区域构建风光储协同运行的独立微电网，在交通枢纽等地区打造源网荷储一体化交能融合示范场景。
（五）全面推动新型储能参与电力市场。《规划》明确深化电力市场化体制机制改革，完善新型储能等各类新型主体参与电力市场制度，推动发用电两侧各类经营主体全面报量报价参与现货市场，完善包括调频、备用等品种的辅助服务市场体系，持续完善新型储能等调节性资源容量电价机制，建立可靠容量补偿机制，推动对电力系统可靠容量给予补偿。通过坚持“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的市场化原则，完善成本分摊与收益对等机制，保持新型储能等灵活性调节资源投资建设积极性。
“十五五”时期电力系统调节能力与顶峰保供能力建设面临更高要求，新型储能作为提升系统灵活性的关键手段，其科学规划与高质量发展至关重要。面向“十五五”，《规划》统筹优化各类调节资源布局，深化新型储能与源网荷各环节的协同，完善市场机制与价格信号，引导储能多元化、系统化、市场化发展，为新型电力系统构建和碳达峰目标实现提供有力支撑。

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