报告概述
本报告以中国电池储能系统（BESS）为研究对象，考察其从2021年至2026年一季度的规模扩张与结构性变化。报告以“从规模到系统”为主线，从政策、市场、运行三个维度展开分析：前两章分别回顾了强制配储政策推动下装机激增的历史，以及取消配储、容量补偿扩容等政策带来的市场化转向；后两章聚焦储能实际利用率，对比新能源配建储能与独立储能在调度、收益和运行模式上的差异，并评估收益叠加、虚拟电厂等新兴机制对解锁系统价值的潜力。报告基于中国电力企业联合会的运行统计、行业装机数据和政策文本，采用定量测算与政策梳理相结合的方法，为理解中国储能行业的阶段转换提供了系统框架。读者可从中识别影响储能项目收益的关键变量，以及下一阶段市场规则设计的重点。
报告的核心结论
中国电池储能正从政策驱动的规模扩张转向市场驱动的系统整合。
报告指出，2025年取消新能源强制配储和2026年将容量补偿扩展至独立储能是这一转向的标志性政策。固定收益退场，项目需通过能量时移、辅助服务和容量补偿等多渠道收益叠加来保障商业可行性。市场信号将取代行政指令，成为引导储能规划与调度的主要力量。
强制配储政策曾是中国储能装机激增的核心推手。
报告回顾，2016年风电弃电率超过17%后，多省要求新能源项目按比例配置储能，并通过优先并网激励落实。这一机制将弃电率在2022至2024年间维持在5%以下，同时推动中国BESS装机在2025年底超过全球其他地区总和。不过，绑定在新能源场站内的储能也因调度受限而利用不足。
配建储能利用率仍落后独立储能约100次/年。
报告基于中国电力企业联合会数据指出，2022年至2025年，中国大型储能年循环次数整体翻倍。其中新能源配建储能由约80次升至199次，独立储能由146次升至299次。两者差距主要源于配建储能功能绑定、调度优先级低和收益渠道单一，限制了其参与系统调节的空间。
弥合配建储能利用率差距可显著提升可再生能源消纳。
报告测算，若2025年新能源配建储能的利用率提升至独立储能水平，可再生能源跨时段转移电量将显著增加；若整个大型储能机群进一步达到优化运行标准，这一额外电量将更为可观。报告因此认为，通过市场机制盘活存量储能资产，比单纯扩大装机更有系统价值。
报告回答的关键问题
中国储能市场为什么正在从政策驱动转向市场驱动？
报告指出，2025年中国取消了新能源项目强制配储要求，2026年又将容量补偿机制扩展至独立储能，这标志着行政命令逐步退出。同时，固定收益模式（如固定分时电价）逐渐消失，项目需要依靠能量时移、辅助服务、容量补偿等市场化收益叠加才能盈利。市场信号开始取代配额，引导储能投资和调度，因此行业进入更依赖市场机制的新阶段。
新能源配建储能为什么不如独立储能好用？
报告从功能、调度、收益和运行四方面解释：配建储能主要服务于所在新能源场站的弃电消纳，容量小且分散，电网调度优先级低；收益与发电项目绑定，参与市场规则不明确；部分项目采用性能较低的电池并缺乏长期运营规划。相比之下，独立储能作为独立市场主体，可直接响应系统供需，从事套利和辅助服务，因此利用率差距约100次/年。
储能项目可以通过哪些方式获得收益？
报告梳理了中国储能项目的五种主要收益来源：基于分时电价或现货价格的能量时移、向新能源项目出租容量的容量租赁、提供调频等辅助服务、获取容量补偿，以及通过虚拟电厂聚合参与批发市场和需求侧响应。报告强调，单一渠道难以支撑项目回报，未来关键在于推动现货与辅助服务市场联合出清，使项目能叠加多种收益。
强制配储政策取消后，中国储能装机还会增长吗？
报告认为，取消强制配储并不意味着储能需求消失，而是增长动力发生变化。2026年前四个月，独立储能在新增装机中占比达84.7%，取代配建储能成为主要驱动力量。储能的核心价值在于为高比例新能源系统提供灵活调节能力，只要电力市场改革能够给出清晰价格信号，独立储能仍会保持较快增长。
报告中的代表性数据
中国“新型储能”累计装机
截至2026年第一季度，其中锂离子电池储能容量为149.8 GW。此处“新型储能”口径不含抽水蓄能，目前以电池储能为主。
中国2025年新增“新型储能”容量
2025年全年，该年度新增容量使中国新型储能总容量在一年内接近翻倍。
优化情景下额外转移的可再生能源电量
2025年，基于中国电力企业联合会数据，若全部大型储能年利用率达到350次/年的优化标准，比实际利用率多出的放电量可将23.0 TWh可再生能源转移至高峰时段，约相当于新加坡五个月用电量。此测算假设各场景均按简化条件运行。
以上数据根据报告摘要整理，具体统计口径和数值请以完整报告原文为准。
完整报告包含什么
- 全球视角下的中国BESS装机数据：报告在第一章展示中国新型储能累计装机、年度新增容量、全球份额变化等关键里程碑，并单列2025年12月与2026年第一季度的统计口径，帮助读者快速定位中国在全球市场的领先位置。
- 强制配储政策演变史：报告按时间线梳理2016年弃风率飙升、青海率先要求风电场配储、国家层面明确配建要求，直至2025年取消强制配储的全过程，并说明政策在降低弃电率方面的作用与局限。
- 储能收益模式全景解析：逐一拆解能量时移、容量租赁、辅助服务、容量补偿和虚拟电厂聚合等收益来源，分析各自的政策基础、发展阶段、典型省份做法以及当前盈利贡献，指出收益叠加是下一阶段的关键。
- 配建与独立储能利用率差距归因：从功能定位、调度规模、收益结构、运行模式、改造门槛等角度解释配建储能利用率落后的原因，并列出各省将配建转为独立储能所需的容量、电压、计量与安全条件。
- 电力市场改革关键政策解读：深入解读136号文取消强制配储、114号文将容量补偿扩展至独立储能、分时电价市场化改革和现货市场限价调整等政策，分析它们对收益模式和投资决策的直接影响。
- 储能系统价值的情景测算：报告在第二章展示不同利用率情景下储能可额外转移的可再生能源量，并与参考国家和地区的用电规模进行对比，直观说明市场化利用对新能源消纳的贡献。
- 专家评论与行业观点：摘录天合光能与Ember分析师对行业从装机竞赛转向价值挖掘的评论，强调当前阶段更应关注储能的系统价值、利用率与可持续商业模式。
- 研究方法和数据来源说明：披露报告所用的新型储能口径、装机与利用率数据来源（CNESA、中国电力企业联合会等），以及额外消纳潜力的计算步骤和简化假设，增强分析透明度。
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