“十五五”新型电力系统规划重磅发布：储能新增1.6亿千瓦，长时储能成新型电力系统刚需

国家发改委、国家能源局联合发文，“十五五”储能新增装机目标锁定1.6亿千瓦，电网侧独立储能顶峰时长瞄准4小时，储能正式从新能源配套转向新型电力系统核心调节资源。

article date: 2026-08-23 | policy date: 2026-08-03 | source: 国家发展改革委、国家能源局，文号：发改能源〔2026〕942号

政策背景与核心目标

2026年8月3日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《新型电力系统建设”十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号），这是中国首个针对新型电力系统的国家级五年专项规划，标志着可再生能源从”补充电源”向”主力电源”的战略跨越正式进入实施阶段。

规划明确量化目标：“十五五”期间新增新型储能约1.6亿千瓦，到2030年全国新型储能规模达到3亿千瓦（折合约3.96亿千瓦时）；其中可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能新增约8000万千瓦，到2030年达到1.4亿千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时。截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模为1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%，“十五五”期间仍有约1.47亿千瓦增量空间。

规划同时要求：到2030年非化石能源发电量占比达到50%，新能源利用率保持在90%左右，西电东送规模超过4.2亿千瓦，建成可支撑超过1.1亿辆电动汽车出行的充电基础设施网络。

核心政策要点深度解析

电网侧独立储能：从配角到主角

本轮规划最显著的变化在于赋予电网侧独立储能”顶峰保供”的战略定位。规划明确在”沙戈荒”等新能源外送基地合理规划新型储能，在电力系统枢纽节点布局一批可承担顶峰保供电网侧独立储能电站，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能。

值得关注的是，规划首次提出电网侧独立储能须具备构网型控制能力，这对储能变流器（PCS）的控制策略提出了全新要求。构网型储能须能主动构建电网电压频率支撑，在离网或弱电网环境下维持系统稳定，这与传统跟网型储能依赖电网电压信号的被动响应模式有本质区别。

配电网与分布式储能：中低压台区成新战场

规划要求科学评估配电网接入分布式电源承载力，因地制宜推动一批在中低压配电网、台区优化布局的新型储能项目，实现分布式新能源接入”红区”等卡点堵点的动态消除。这直接指向数量庞大的工商业储能和台区储能市场——通过在配电网台区侧部署储能，削峰填谷，缓解配电变压器过载，提升分布式光伏消纳率。

市场机制：从行政配置到容量补偿

规划提出持续完善煤电、气电、抽水蓄能、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，按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿，条件成熟后建立容量市场。这意味着储能项目将不再仅依赖峰谷电价差的能量套利模式，而可获得”容量备用费”这一稳定收入来源，大幅改善储能项目经济性测算。

招标市场：印证政策红利传导

政策催化下，储能招标市场在2026年8月呈现高度活跃态势。根据第83期招中标周报（统计周期：2026年8月1日–9日），全市场共发布26个招标项目，总规模3.38GW/9.89GWh，同比增长显著。

大型项目密集落地

山东东营昊方300MW/1200MWh独立储能电站EPC项目于2026年8月14日发布招标公告，计划投资约12亿元，投标单价限价1元/Wh，投标截止2026年9月8日。该项目配套建设220kV升压站，全部采用磷酸铁锂储能系统，采用先进液冷温控技术。

河北沧州河间300MW/1200MWh独立储能电站EPC于2026年8月11日发布中标候选人公示，三家联合体入围：中建三局+河北钏诺（10.76亿元，折合0.897元/Wh）、中建二局+河北力格（10.69亿元，折合0.8909元/Wh）、弘毅建设+济南睿能（10.78亿元，折合0.8983元/Wh），计划2026年8月开工，总工期150日历天。

河北交投隆化郭家屯300MW/1200MWh储能系统设备由天津瑞源电气以6.3亿元中标，折合单价0.525元/Wh，标志着4小时长时储能系统正式进入”5毛时代”。此外，河北泊头100MW/400MWh独立储能引入磷酸铁锂+钠离子电池混合路线，远景能源以0.588元/Wh入围。

价格区间与竞争格局

根据第83期周报统计：

锂电储能EPC均价：1.110元/Wh（招标周期内）
储能系统设备均价：0.860元/Wh
4小时锂电储能EPC：0.886–1.060元/Wh，均价约0.999元/Wh
头部央企（中建三局、中国建筑第二工程局、中交三公局等）与一线储能集成商（远景能源、天合储能、海博思创、瑞源电气）形成双梯队竞争格局

区域分布上，山东（1550MWh）、河北（1205MWh）、陕西/新疆（各1200MWh）、广西（1062.5MWh）、**山西（820MWh）**为招标规模前五大省份。

产业链影响与设备厂商机遇

通信管理机：多规约聚合与边缘计算需求爆发

电网侧独立储能电站和工商业储能项目的规模化建设，对通信管理机提出更高要求：

多规约接入：须同时支持IEC 61850（MMS/GOOSE）、IEC 104、Modbus TCP/RTU、DL/T645等多种电力通信协议，实现储能BMS、PCS、EMS、消防系统、配电终端的统一接入
边缘计算能力：本地化数据预处理、告警过滤、远程调试，减少云端依赖，提升响应速度
高可靠性：工业级设计，支持双网口冗余、断点续传，满足储能场站7×24小时连续运行需求
网络安全：须符合电力监控系统安全防护规定，支持加密传输与双向认证

AGC/AVC控制器：储能参与电网调频的核心硬件

构网型储能项目的推进使AGC（自动发电控制）/AVC（自动电压控制）控制器成为关键设备：

储能AGC控制器须支持毫秒级功率调节指令响应，参与电网一次调频和二次调频
AVC控制器须配合储能变流器实现无功功率的快速补偿，维持电压稳定
控制器须与电网调度系统（如D5000、OPEN3000）实现标准化接口，支持ACE联络线偏差控制

边缘网关与物联网关：源网荷储协调的神经末梢

虚拟电厂聚合调度、工商业储能集群参与电力市场的商业模式加速成熟，边缘网关成为分布式储能”聚合上网”的关键节点：

支持分布式储能资源的标准化接入，将分散的MW级储能单元聚合为可统一调度的虚拟机组
与电力交易平台对接，实现实时电价信号接收、储能充放电策略优化
支持MQTT物联网协议向云端推送运行数据，同时保留本地OPC UA接口供就地运维

行业影响与趋势判断

长时储能成为主流方向：4小时及以上储能系统占比快速提升，河北项目”5毛时代”的价格信号表明长时储能经济性拐点已至，4小时系统正在成为电网侧独立储能的标准化配置。

混合储能技术路线加速分化：磷酸铁锂+钠离子电池、磷酸铁锂+全钒液流电池等混合储能项目持续涌现，钠离子电池在低温性能和成本方面补充磷酸铁锂的短板，液流电池在长时备用场景中展示出技术优势。

构网型技术从示范走向规模：山东济宁东200MW/800MWh构网型独立储能EPC正在招标中，构网型储能变流器须满足主动惯量支撑和故障穿越的国家标准规范，电网对主动支撑能力的考核要求将推动构网型设备需求释放。

储能参与电力市场路径逐渐清晰：随着容量补偿机制的建立和电力现货市场的全国推广，独立储能项目可同时获取能量市场（峰谷价差套利）、辅助服务市场（调频、备用）和容量补偿三重收益，经济可行性显著改善。

FAQ

问：“十五五”规划中储能新增1.6亿千瓦目标如何实现？

答：规划提出三条主要路径：一是加快已建成新能源配建储能的调度调用水平，提升存量资产利用率；二是在”沙戈荒”外送基地和电力系统枢纽节点新建电网侧独立储能，重点承担顶峰保供任务；三是因地制宜推动工商业储能和台区储能发展，在配电网侧消纳分布式光伏。这三类储能将在”十五五”期间共同贡献约1.6亿千瓦增量。

问：构网型储能与传统跟网型储能有何本质区别？

答：跟网型储能依赖电网电压频率信号被动响应，适用于强电网环境；构网型储能通过内部控制算法主动构建电压和频率支撑，可在弱电网或离网条件下维持稳定运行。新型电力系统中新能源占比持续提高，电网强度下降，构网型储能成为保障系统安全的关键技术方向。

问：储能项目目前有哪些稳定的收入来源？

答：随着容量电价和补偿机制的建立，储能项目逐步形成三重收入模式：一是能量市场收入，通过峰谷价差套利（低电价时段充电、高电价时段放电）；二是辅助服务市场收入，参与调频、调峰、备用等服务获取补偿；三是容量补偿收入，按可用容量获得可靠性容量费。未来电力现货市场全国推广后，储能可通过竞价策略进一步优化收益。

问：通信管理机在储能场站中承担哪些核心功能？

答：通信管理机是储能场站的数据汇聚与协议转换中枢，主要功能包括：多品牌BMS、PCS、EMS的规约统一接入（IEC 61850、Modbus、DL/T645等）；本地数据缓存与断点续传；向调度主站和云平台双向传输运行数据；本地逻辑联动（如收到调度下发的调频指令后驱动PCS执行）；网络安全隔离（横向加密纵向认证）。在虚拟电厂场景下，通信管理机还承担分布式储能资源聚合上报的关键任务。

问：工商业储能当前面临哪些主要瓶颈，未来如何破局？

答：工商业储能目前面临三大瓶颈：一是初始投资成本较高，业主资金压力较大（以1MW/2MWh项目为例，设备+EPC总造价约200–250万元）；二是峰谷电价差不够稳定，部分省份峰谷比价未达到经济性门槛；三是用户负荷曲线波动大，储能充放电策略难以精准匹配。未来随着分时电价机制优化（扩大峰谷价差、增设尖峰时段）、分布式储能聚合入市政策落地，以及设备成本持续下降，工商业储能经济性有望进一步改善。