2026年2月，国家能源局印发《关于推动新型储能参与电力辅助服务市场的实施意见》（以下简称《实施意见》），明确将新型储能全面纳入电力辅助服务市场，细化了储能参与调峰、调频、备用等辅助服务的补偿标准与价格形成机制。此次政策的出台，将进一步拓宽新型储能的收益渠道，提升储能项目的投资回报能力，推动新型储能行业高质量发展，为新型电力系统建设提供重要支撑。
《实施意见》共提出六大核心举措，涵盖市场准入、补偿机制、价格形成、交易规则等多个方面。一是降低市场准入门槛，明确新型储能参与辅助服务市场的条件。《实施意见》规定，单机容量≥10兆瓦、充放电时长≥2小时的新型储能电站，可直接参与电力辅助服务市场；单机容量＜10兆瓦的储能电站，可通过虚拟电厂聚合后参与市场，进一步扩大了储能参与市场的主体范围。二是细化辅助服务补偿标准，差异化制定调峰、调频补偿价格。对于调峰辅助服务，采用“容量补偿+电量补偿”的双补偿模式，容量补偿按储能电站额定容量计算，标准为200-300元/千瓦·年；电量补偿按实际调峰电量计算，价格与电力现货市场峰谷电价差挂钩。对于调频辅助服务，采用“里程补偿”模式，补偿价格根据调频性能指标（Kp值）动态调整，Kp值越高，补偿价格越高，最高可达0.5元/兆瓦·秒。三是完善价格形成机制，推动储能辅助服务价格市场化。《实施意见》鼓励各地建立储能辅助服务市场价格形成机制，通过市场竞争确定补偿价格，逐步减少政府定价依赖；同时，建立储能辅助服务价格与电力市场电价的联动机制，确保储能项目收益稳定。四是优化交易规则，简化储能参与市场的申报流程。《实施意见》要求各地电力交易机构优化交易平台功能，为储能项目提供便捷的申报、交易、结算服务；同时，允许储能项目同时参与多种辅助服务市场，提升资源利用效率与收益水平。五是强化技术标准支撑，明确储能参与辅助服务的技术要求。《实施意见》制定了储能参与调峰、调频的技术性能指标，包括响应时间、调节精度、持续运行时间等，引导储能企业提升产品技术水平。六是建立风险防控机制，保障市场稳定运行。《实施意见》要求各地加强对储能辅助服务市场的监管，防范市场操纵、价格垄断等行为；同时，鼓励储能企业通过购买保险等方式，降低项目运行风险。
从地方实践来看，山东、浙江、广东等省份已率先开展新型储能参与辅助服务市场试点，取得了良好成效。以山东为例，2025年山东新型储能电站参与调峰辅助服务，平均投资回报周期为5.5年，较此前缩短2年；浙江储能电站参与调频辅助服务，最高单站年收益达800万元。此次《实施意见》的出台，将把地方试点经验推广至全国，进一步激发新型储能行业的发展活力。
新型储能是新型电力系统的核心组成部分，具有响应速度快、调节灵活等优势，可有效平抑新能源发电波动、提升电网运行稳定性。截至2025年底，我国新型储能装机规模已突破3000万千瓦，同比增长65%。随着《实施意见》的落地，预计2026年我国新型储能装机规模将突破5000万千瓦，行业迎来高速发展期。
行业分析人士指出，《实施意见》的出台解决了新型储能“收益难、回报周期长”的核心痛点，将进一步提升社会资本投资储能项目的积极性。同时，政策的实施也将推动储能技术的迭代升级与成本下降，促进储能行业与电力市场的深度融合，为新型电力系统建设注入强劲动力。
结语：新型储能纳入电力辅助服务市场政策的落地，是我国储能行业发展的重要转折点。随着补偿机制与价格形成机制的不断完善，新型储能将在保障电力供应安全、推动新能源消纳、促进能源转型中发挥越来越重要的作用。储能企业需抓住政策机遇，提升技术水平与运营能力，实现高质量发展。
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