2026年11月13日，国家发展改革委、国家能源局发布《“十五五”新型储能实施方案》（发改能源〔2026〕1565号）。文件明确，“十五五”时期新型储能由规模化发展阶段转向市场化发展阶段。

方案提出，到2030年，全国新型储能装机规模达到3亿千瓦，平均储能时长约3小时。新型储能主要满足电力系统源网荷侧日内调节需求，服务新能源消纳、电力保供、系统安全稳定运行，同步完善价格与市场机制，提升核心装备自主可控水平。

在应用布局方面，电源侧支撑沙戈荒、海上风电、水风光一体化等新能源基地配套储能建设，支持分布式风光按需配储，鼓励煤电机组配套储能、利用退役电厂场地建设储能，稳妥探索配合核电调峰。电网侧布局可承担顶峰保供的独立储能，提供调峰、调频、调压、事故备用、黑启动等服务，推进构网型储能应用，在输电走廊紧张、设备重载区域，评估储能延缓、替代输变电设施投资的作用，结合区域资源禀赋差异化布局。用户侧及新业态层面，支持产业园区、数据中心、5G基站等配套储能，在源网荷储一体化、绿电直连、增量配网、智能微网、虚拟电厂、光储充放、车网互动等场景应用储能，结合算力枢纽推进算电协同配套储能，探索热储能、氢储能等非电消纳方式。

技术上按照成熟度分层推进，锂电持续迭代升级，规模化推广钠离子电池；液流电池、压缩空气、飞轮储能加快商业化过渡；液态空气、压缩二氧化碳、重力储能、熔盐储热、超级电容开展试点示范；固态电池、热泵储电、氢储能等作为前沿方向开展技术储备，统筹短时、长时储能协同配置，同步推进集群调度、构网支撑、混合储能、数字孪生、全生命周期评估等技术应用。

市场与价格机制上，支持新型储能平等参与中长期、电能量现货市场，配建储能可独立作为主体参与交易。完善辅助服务市场，拓展调频、备用、爬坡、惯量支撑、黑启动等服务品种，允许储能电站、聚合商、虚拟电厂等主体参与。建立电网侧独立储能容量电价机制，现货市场连续运行地区有序建立可靠容量补偿机制，健全储能容量租赁机制，依托峰谷分时电价引导用户侧储能合理投建运行。

项目管理、安全与产业相关要求明确，对电网侧独立储能实行清单管理、全生命周期管控，明确调度规则，按市场结果或系统需求调用，应急状态服从统一调度。落实安全主体责任，安全设施与主体工程同步设计、施工、投用，加快制修订并网、消防、检测等相关标准。引导锂电产业有序发展，防范低水平盲目扩张，建设电池回收体系，用好政策性金融、制造业中长期贷款、专项债、绿色金融等资金，支持各类市场主体参与。

同时依托多边、双边合作机制开展储能领域国际合作，支持国内企业开拓海外市场，打造储能示范项目。

原文如下：