导语

当今世界，能源革命浪潮奔涌，双碳目标重塑全球竞争格局。全球有130多个国家提出碳中和目标，欧美各国已将新型储能列为战略新兴产业，通过政策激励加速布局，能源体系从化石能源主导转向可再生能源主导成为不可逆转的趋势。在这场关乎国运的赛道上，新型储能作为能源系统的“稳定器”和“调节阀”，正从辅助支撑走向舞台中央。

政策背景

我国可再生能源发展全球领先，截至2023年底，风电、光伏装机容量超10亿千瓦，但风电、光伏发电间歇性、波动性的特性，弃风弃光问题仍未根本解决，电网消纳压力持续增大，同时，电力系统调峰能力不足、区域性时段性缺电等问题凸显，亟需大规模储能予以平滑和调节。现有储能规模虽快速增长，但仍以抽水蓄能为主，新型电化学储能占比偏低，且存在安全性挑战、经济性瓶颈、标准缺失等发展障碍。在此背景下，9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（以下简称《方案》）。

政策梗概

《方案》围绕“规模跃升、技术突破、成本下降、安全可控”总体目标，系统规划了2025至2027年的发展路径，核心内容可概括为“定目标、明路径、强保障”。《方案》设定到2027 年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色转型发展提供有力支撑。全国新型储能装机规模达到1.8 亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。

部署了重点任务。一是技术创新攻坚。聚焦锂离子电池提效降本，加速钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等多元化技术研发与产业化，突破长时储能技术瓶颈，布局前沿技术研究。二是场景化规模化部署。大力推进“新能源+储能”基地化开发，鼓励电网侧储能建设以提升调节能力，推广用户侧储能应用，支持多能互补、微电网等新模式。三是健全市场机制。推动储能作为独立主体参与电力市场交易，完善峰谷电价、容量补偿、辅助服务市场等价格与补偿机制，探索共享储能、虚拟电厂等商业化模式。四是强化标准与安全。建立健全全产业链标准体系，严格安全准入与验收，强化项目设计、施工、运维各环节安全监管，构建安全预警与应急处置体系。同时，在宏观层面加强统筹协调，加大财政、金融、土地等政策支持力度，简化项目审批流程，完善产业健康发展的支撑保障。

政策亮点

    1. 更强调系统思维与融合发展。 政策不再是孤立地支持储能产业本身，而是将其置于新型电力系统构建的大局中通盘考虑，注重“源-网-荷-储”协同互动，推动储能与新能源、电网、负荷的深度融合与一体化规划。

    2. 更注重技术多元与场景适配。 政策摒弃“一刀切”思路，鼓励多种技术路线“百花齐放”，并根据不同应用场景（如大规模基地、电网调频、工商业用户等）的需求特点，引导差异化、适配性发展，避免低水平重复建设。

    3. 更着力机制创新与市场化驱动。 政策的核心突破在于深刻触及电力市场化改革深水区，致力于通过明晰的市场规则和价格信号，为储能创造真正的商品价值和盈利空间，变“政策依赖”为“市场内生”，激发社会资本投资活力。

发展机遇

1. 储能技术迭代发展的机遇

《方案》强调技术多元与创新攻坚，这将直接驱动储能全产业链的升级与扩张，具备领先技术和高可靠性的设备制造商将获得巨大市场份额。上游的电池材料、中游的电池制造与系统集成以及下游的电站投资、运营与运维服务，将形成联动发展效应。更为重要的是，政策鼓励多元化技术路线，为钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等更具本征安全性或适用于长时储能场景的技术提供了从实验室走向产业化应用的黄金窗口期，相关领域的创新型企业将迎来估值重估和规模化发展的绝佳机会。锂电龙头与综合集成商宁德时代、比亚迪、亿纬锂能凭借其电芯制造、系统集成与品牌渠道的绝对优势，将继续占据主导地位。

2. 虚拟电厂运营商和负荷聚合商将开辟全新的服务蓝海

《方案》的核心突破在于着力构建可持续的市场化机制。随着储能可作为独立主体参与电力市场交易，以及峰谷电价差拉大、辅助服务市场规则完善和容量补偿机制落地，储能的商业模型将变得清晰且可盈利。这将催生一系列全新的商业模式投资机会：比如，独立共享储能电站，南网科技、万里扬等企业通过为电网提供调峰、调频等辅助服务获取稳定收益，成为可融资、可交易的优质资产；用户侧储能与虚拟电厂（VPP），工商业用户可通过配置储能大幅降低容量电费和尖峰电费，并通过聚合平台参与需求响应，参与电力市场交易，将分布式储能资源“变现”。

3. 可再生能源高比例消纳与电网升级带来的市场空间

根据国家能源局发布的《2023年可再生能源发展情况》，全国可再生能源电力消纳量占全社会用电量的比重（即消纳比例）为 36.2%，2024年的全国最低消纳责任权重(政策硬性指标)目标为 36%，并逐年提升。这是衡量我国能源转型进展的一个最关键的宏观指标，各省必须通过发展本地新能源或从外省购买绿电来完成任务。低弃风弃光率是实现高消纳比例的前提，随着风电光伏装机量继续猛增，未来维持低弃电率的压力会越来越大，这也正是《方案》要解决的核心问题，目标是到2030年非化石能源消费占比达到25%左右（2025年目标为20%左右）。实现这一目标的关键，就在于解决高比例可再生能源消纳与并网带来的稳定性问题，新型储能正是破题的核心技术所在，《方案》的实施将直接为这两大关联领域带来确定性的增长。

在三北地区的大型清洁能源基地，配套储能将成为标配，有效解决弃风弃光问题，保障大规模外送。这将极大提升新建风光项目的并网可行性和经济性，加速基地项目的开发进程。电网公司为适应高比例可再生能源接入和储能广泛应用，将加大对智能电网、柔性电网、数字化调度控制系统的投资。这为提供先进电网解决方案、智能输配电设备和数字化管理平台的企业带来了明确的订单增长和市场空间。 如三峡能源、龙源电力、晶科科技等风光电站运营商，配储将直接保障其项目并网和收益稳定性，加速项目落地。国电南瑞、许继电气、平高电气等电网配套与数字化服务商，将深度参与储能配套的电网升级、智能化改造和调度系统建设。

这三重机遇环环相扣，从制造到运营，从技术到市场，共同勾勒出一幅清晰的新型储能产业化图景，为投资者、企业和地方政府指明了最具价值的战略布局方向。

结语

《方案》标志着中国新型储能产业从示范推广迈向规模化、市场化、产业化发展的新阶段，是构建清洁低碳、安全高效新型能源体系的关键拼图。但政策的最终成效，取决于各级政府的有力执行、市场主体的创新活力以及社会各界的共同努力。唯有凝聚共识、攻坚克难，才能为中国式现代化注入强劲的绿色动能。