作为#2026世界动力电池大会 8场专题会议之一的新型储能专题会议将于9月4日上午在宜宾召开，主题为“新型储能政策引领与高质量发展”。在会议前夕，宜宾融媒记者就国内新型储能现状及发展前景，专访了中关村储能产业技术联盟创始人、常务副理事长俞振华。
连续四年全球第一
产业进入关键转型期
俞振华说，当前我国新型储能正处于从“规模发展”向“价值创造”跨越、从“政策驱动”向“市场驱动”切换的关键转型期。从装机规模看，无论是年度新增还是累计装机，我国已连续四年保持全球最大储能市场地位。据中关村储能产业技术联盟CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计，截至2026年6月底，国内电力储能累计装机237.2GW，同比提升41.4%；新型储能168.2GW，占电力储能七成以上，同比增长58.6%。
宜宾储能电芯制造基地建设现场
从产业链建设看，我国是全球少数同时具备资源开发、材料制造、电芯生产、系统集成、工程建设及运营服务能力的国家，形成了较强的产业协同优势。在技术路线方面，已初步构建起以锂电为主、多元协同的技术体系，压缩空气储能、液流电池储能、百兆瓦级飞轮储能及钠离子电池储能项目加速落地。
容量电价机制落地
独立储能迈入“三维收益”新阶段
俞振华特别强调了2026年初，114号文发布的历史性意义。该文件首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。这标志着独立新型储能正式进入“容量+电量+辅助服务”三维收益运营新阶段，产业发展逻辑迎来历史性变革。
在多元收益机制持续完善的同时，部分领域仍存在优化空间。当前全国现货价差收益普遍偏低，西北区域价差下滑趋势尤为明显；系统运行费上涨抬高储能充电成本；各地容量电价落地进度不一，多数省份仍在推进细则制定；辅助服务市场亦处于规则完善和试运行阶段。在长时储能领域，全钒液流、压缩空气储能等项目初始投资门槛较高，短期内部收益率不及2至4小时储能项目，核心装备规模化量产不足制约了降本空间。俞振华认为，这些问题的破解有赖于政策持续发力与市场机制协同推进。
三大建议
锚定高质量发展
结合当前行业研判与政策导向，俞振华从三个方面提出了建议。
第一，理顺充电价格机制。建议拆分系统运行费构成，调度运行类费用按实际受益程度分摊。低碳政策类费用严格遵循“终端消费承担”原则，不向调节资源转移。
储能电池安全测试验证中心项目 金波 摄
第二，优化电力市场交易机制。加快各地容量电价细则落地，合理设定容量折算标准；深化电力现货市场改革，适当放开现货限价范围，拉大峰谷价差；丰富调频、备用等辅助服务品类，建立现货与辅助服务同步参与的衔接机制。
第三，化解全球产业链竞争风险。国内加快上游矿产开发，推广钠离子等互补性储能技术平抑原料价格波动；以整体解决方案替代单一产品出口，搭建协同出海链条；搭建出海公共服务平台，降低企业跨境经营门槛，稳固产业链全球优势。
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来源丨宜宾融媒 金波
编辑丨王喻
责编丨杨湖平
编审丨黄睿麒
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