7月30日，国家能源局发布《中国新型储能发展报告（2026）》。两组数据划出一道分水岭：

装机规模：全国新型储能装机从“十四五”初期的300万千瓦飙升至1.36亿千瓦，五年增长超40倍；

利用效率：等效利用小时数从2023年611小时，到2024年911小时，再到2025年1,195小时，三年接近翻倍。

“建而不用”的困局正在打破，但行业考题已换——当136号文取消强制配储、114号文建立容量电价机制，储能不再是并网附属品，而是需要在电力市场中独立算账、自主盈利的金融级资产。

报告将“健全市场机制”明确列为“十五五”六大方向之一，明确加快构建“容量收益 电能量收益为主，辅助服务等其他收益为补充”的三维收益体系。这意味着储能的生死线已从“度电成本”切换为“度电收益”，从“能不能建”切换为“能不能赚”。

远景能源高级副总裁、储能产品线总裁黄志勇对此判断：“远景从进入储能领域的第一天起，就明确储能的本质不是硬件堆砌，而是交易。只有掌握从电芯到系统的全链路能力，才能定义储能资产的收益边界。”

这一战略预判正在转化为制度红利。过去，储能项目依赖人工判断充放时机；未来，电力现货市场按日连续开市，交易窗口压缩至分钟级，人工决策的套利模式必然被算法取代。储能资产想要兑现价值，必须配备"交易大脑"——这正是远景AI储能系统的核心落点。

今年4月ESIE展上，远景发布基于自研“天枢”能源大模型与“天机”气象大模型的AI储能系统，实现电价预测、自主充放决策、多市场策略自动切换，实测可提升项目全生命周期IRR达4%至8%。从“被动响应电网调度”到“主动构网参与交易”，AI让储能资产从成本项蜕变为收益引擎。

黄志勇进一步指出：“远景做储能的底层逻辑，是站在电站全生命周期IRR最优的视角来倒推产品定义。无论是AI交易算法还是电芯循环寿命，最终都要回答一个问题：能否让客户的储能资产在20年周期内持续产生超额收益。”

1195小时只是起点，真正的考验是每个利用小时内的收益率水平。

《报告》强调“坚持创新驱动”，而当前最具颠覆性的创新，是电力市场规则重构对储能收益模型的重塑。2025—2026年，全国储能交易政策进入密集落地期，区域市场分化显著，一个以“市场化收益”为核心的新秩序正在形成。

容量电价机制全面铺开。2026年1月发布的114号文首次在国家层面建立电网侧独立储能容量电价机制，补偿标准165—370元/kW·年，标志着储能收益由“现货套利 辅助服务 容量补偿”三重构成，增长逻辑从“强制配储”切换为“市场化收益驱动”。辽宁（370元）、甘肃/吉林（330元）、浙江（170元）处于高补偿档；广东独立储能容量电价达200元/kW·年，叠加珠三角最大峰谷价差1.1577元/kWh，投资回报确定性显著增强。

现货市场加速全覆盖。截至2026年，全国已有28个省区开展电力现货市场运行，7省正式转正。山西、山东、甘肃现货价差处于第一梯队；山东明确独立储能以“报量报价”方式参与现货，调频里程价格上限12元/MW；四川2026年方案要求独立储能按每15分钟现货实时市场出清价结算；辽宁允许独立储能“报量不报价”自主决策充放电曲线，以自调度方式参与现货。

辅助服务市场扩容。山西储能收益中辅助服务占比已达53%（一次调频 二次调频），成为抬升IRR的关键第二曲线；河南支持储能获取调频、黑启动、爬坡、备用等多类收益；浙江调频里程出清上限15元/MW。储能正从“单一价差套利”转向“电能量 容量 辅助服务”的多维盈利。

当电力市场按日连续开市、分时电价由行政划分向市场形成过渡，储能资产的竞争力不再取决于硬件参数表，而取决于软件定义交易的能力。人工判断充放时机的窗口期已被压缩到分钟级，算法取代人工成为必然。

这一趋势正在山东得到验证。远景100MW/200MWh滨州独立储能电站（山东省第二批共享储能示范项目）搭载AI储能系统，以“天机”气象大模型与“天枢”能源大模型双引擎驱动，通过“交易智能体”实现“电芯—系统—交易”全链路自主可控：

这印证了一个行业共识：储能企业必须从“设备供应商”进化为“资产运营商”。只有同时具备硬件可靠性、软件智能度和交易运营经验，才能在电力市场全时段捕捉价值。

《报告》在国际合作部分提出“提供以新能源为主的电力系统一站式解决方案出口”——涵盖发电、输配电、储能、AI 能源、绿证制度全链条。这标志着中国储能出海已从"单品外贸"升级为"系统能力输出"。

黄志勇判断：“行业正在经历从’卖储能设备‘到‘交付新型电力系统’的范式转移。远景的战略是，将储能嵌入源网荷储全场景，以系统思维重塑储能资产价值。”

这一判断正在全球市场加速兑现。从北非沙漠到南非高原，从澳洲电网到北美大陆，远景交付的不再是独立的“电池集装箱”，而是风光储深度耦合的系统级方案：

在埃及，远景以新型电力系统方案打造非洲最大光储混合电站（1.1GW光伏 200MWh储能），12个月完成全流程交付，成为极端环境下光储协同的全球范本。

在南非，远景联合SOLA Group、WBHO为Naos-1项目提供660MWh电池储能系统，配套300MW光伏，光储一体化系统能力直接替代传统化石能源基荷。

在澳大利亚，远景与FERA Australia合作交付1GW风电 1.5GWh储能混合一体化项目，采用远景一体化技术平台，整合风机、储能、构网型电力转换系统及混合电站控制器（HPPC），实现"风机 储能 构网控制"的闭环系统交付。

这些项目的共同特征是什么？它们都不是单一储能设备采购，而是风光储一体化的新型电力系统交付——储能必须与风电、光伏、电网深度耦合，以系统级能力满足海外市场高复杂场景的要求。

更深层的壁垒在于全球化系统交付能力。远景已在全球布局14个电池生产基地，从欧洲到亚洲、从北美到中东非，构建起覆盖主要市场的本地化制造与服务网络。这种“系统方案 全球产能”的双重能力，使远景能够实现"本地造、本地用"的闭环交付，成为其在国际市场最深的护城河。

1.36亿千瓦，是规模化时代的终章，更是资产化时代的序章。当储能挣脱“强制配储”的附属身份，以独立资产姿态深度参与电力市场，新型电力系统的竞争规则已被重写。

未来的产业版图，属于那些以系统能力定义资产价值、以AI交易释放市场红利、以全球化布局输出能源方案的企业——它们不仅将赢得储能赛道，更将赢得新型电力系统的定义权。