科金社2025年09月14日 09:22消息，三年内规模翻番，新型储能为何底气十足？深度解析行业增长动力与未来趋势。

　　 近期，新型储能领域频频释放积极信号，再次引发政策利好预期。

　　 9月12日，国家发展改革委、国家能源局发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，到2027年，我国新型储能将基本实现规模化和市场化发展，技术创新能力和装备制造水平保持全球领先。预计全国新型储能装机规模将超过1.8亿千瓦，带动相关项目直接投资约2500亿元。 这一政策释放出明确的信号，表明我国在新能源领域正加速布局，推动储能技术从试验阶段迈向大规模应用。新型储能作为支撑可再生能源发展的关键环节，其快速发展不仅有助于提升能源系统的灵活性和稳定性，也将为经济高质量发展注入新动能。未来，如何在保障安全的前提下推动市场机制完善、产业链协同创新，将是实现目标的关键所在。

　　 国家能源局发布的数据显示，截至2024年底，中国已建成并投入运行的新型储能装机容量达到7376万千瓦，占全球总装机量的比重超过40%。今年上半年，中国新型储能的装机规模进一步增长至9491万千瓦。这表明，在不到三年的时间里，中国新型储能的装机容量将实现翻倍增长。

　　 针对该目标的设计背景，国家能源局相关负责人在当天的解读中表示，这一安排是在确保与“十五五”能源规划有效衔接的基础上，综合考虑新能源消纳能力、电力供应保障需求以及各类调节资源的规划建设情况而提出的。未来，新型储能的技术路径和应用领域将不断拓展，为我国能源绿色低碳转型和经济社会高质量发展提供有力支撑。

　　 中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻在接受第一财经记者采访时表示，《行动方案》有针对性地提出了一系列加快市场机制建设的措施，旨在推动新型储能充放电价格的合理形成。随着电力市场机制的逐步健全，新型储能将有机会通过参与电能量市场、辅助服务市场以及容量市场，获取多方面的收益，从而实现其价值的有效回收。

　　 容量补偿有望扩围

　　 近期，有关“储能需求超预期”的消息在投资圈内不胫而走，多家一线储能厂商公开表示“一芯难求”。“目前公司主要产品型号如314Ah大储电芯生产线、100Ah、50Ah小储能电芯生产线均满产。”鹏辉能源9月12日在回复投资者关于产销情况的提问时称。

　　 第一财经记者从产业界人士处获悉，目前多家储能厂商近乎满负荷生产的订单中，海外市场贡献了多数份额，这与全球储能市场的需求猛增和中国储能产品的制造优势关系密切。

　　 今年上半年，全球储能电芯出货量达到226GWh，同比增长97%。前九名企业均为中国企业，国内企业在储能锂电池领域的出货量在全球占比超过90%。近期多家企业公开披露的订单中，中东、澳大利亚等新兴市场频繁出现，且订单规模屡创新高。 中国在全球储能产业链中的主导地位愈发明显，这不仅体现在出货量的快速增长上，也反映在国际市场拓展的深度与广度上。随着全球能源结构转型加速，储能需求持续攀升，中国企业凭借技术优势和成本控制能力，正在引领全球储能产业的发展方向。新兴市场的订单增长，也预示着全球储能市场正从传统发达地区向更多发展中国家扩展，为中国企业提供了更广阔的发展空间。

　　 而从国内来看，今年新型储能装机规模的增长节奏实际有所调整。中关村储能产业技术联盟的数据显示，受新能源“抢装”的影响，今年上半年，新型储能项目的并网高潮前移至“531”节点之前，“630”节点并网热度出现历年来首次下降。

　　 这一变化与国内新能源进入市场的机制调整密切相关。业内人士普遍认为，受“531”抢装潮影响，政策明确不得强制配套储能，同时新能源全面进入市场导致收益预期变得不稳定，因此新型储能电站的投资在短期内进入观望阶段。

　　 好消息是，目前，新的政策正在研究制定中。今年以来，多个省份首次出台明确的新型储能容量补偿及容量电价机制。其中，内蒙古公布的容量补偿标准为0.35元/kWh，该标准确定后将连续执行10年；河北则推出了100元/kW的容量电价标准，激励期限为2年。

　　 根据中信建投朱玥团队的研究报告测算，通过容量补偿和容量电价等稳定收益方式，并结合当地峰谷电价差异，独立储能项目展现出显著的经济性。以100MW/400MWh的储能规模计算，河北模式和内蒙古模式的独立储能电站资本金内部收益率分别达到6.2%和14.8%。

　　 大型国企项目投资原则上不低于6%到8%的内部收益率要求，这一标准在当前经济环境下显得尤为重要。随着市场竞争加剧和资源分配更加精细化，企业对投资回报率的重视程度不断提升。保持较高的内部收益率不仅有助于企业稳健发展，也能增强其在行业中的竞争力。在这样的背景下，确保项目收益符合甚至超越这一标准，是推动高质量发展的关键一环。

　　 针对容量补偿，《行动方案》提出：“推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿”。

　　 李臻表示，目前国家层面尚未出台统一的新型储能容量补偿政策。从保障系统容量充裕度和稳定投资者信心的角度来看，未来需要对各类调节资源的容量需求进行统筹考虑，在国家电价政策的整体框架下，研究建立合理的容量补偿机制，同时鼓励地方结合自身实际情况开展试点建设。 我认为，当前在缺乏全国性政策指引的情况下，各地因地制宜地探索适合本地发展的储能补偿模式，有助于积累经验、形成可复制的路径。同时，也应注重不同地区之间的协调与信息共享，避免因政策碎片化而影响整体发展效率。建立科学合理的容量补偿机制，对于推动新型储能产业健康发展具有重要意义。

　　 此外，辅助服务市场能否有效支撑新型储能扩大盈利空间，仍是业界关注的焦点。随着电力系统对灵活性和稳定性的需求不断提升，辅助服务市场正逐渐成为推动储能技术应用的重要力量。当前，市场机制仍在完善过程中，如何通过合理的定价机制和政策引导，让储能企业获得更多收益，将是未来发展的关键。这一问题不仅关系到行业的可持续发展，也影响着能源结构的优化与转型。

　　 “这是最早向新型储能开放且目前仍是其核心收益来源的市场领域。”李臻表示，根据今年4月发布的《电力辅助服务市场基本规则》，在电力现货市场持续运行的地区，辅助服务费用主要由用户的用电量以及未参与电能量交易的上网电量共同承担。这一原则确保了辅助服务成本能够合理地传递给用户，标志着辅助服务市场已不再局限于发电侧内部的零和博弈。然而，目前辅助服务市场对独立储能的开放程度仍然较低，仅有甘肃、广东等少数地区允许独立储能实质性参与调频市场。

　　 这次《行动方案》则是进一步明确：“有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。”

　　 拓宽场景拉动消费

　　 拓展新型储能在各个环节的应用场景，既能够为电力系统的稳定贡献力量，也是消化上下游大量产能的有效方式。

　　 《行动方案》指出，将加快推进电源侧和电网侧的储能应用，并推动创新多场景的应用模式，培育试点应用场景。其中包括在负荷密集区域、大规模新能源集中接入点以及大容量直流输入等关键电网节点建设独立储能电站，这类资源目前在市场上备受关注；同时，也包括探索推广新型储能作为独立市场主体，或通过负荷聚合商等方式参与需求响应，这是一项正在尝试的新方向。

　　 绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎在接受第一财经记者采访时指出，从今年国家及地方出台的相关政策来看，用户侧的“新能源储能”将成为未来一段时间内重点发展的配储场景。 当前，随着新能源装机规模的持续扩大，如何有效解决电力供需不平衡问题成为关键。用户侧储能作为连接能源生产与消费的重要环节，不仅有助于提升电网调节能力，还能增强用户的能源自主性。这一趋势表明，政策层面正在积极推动储能技术在终端用户领域的应用，为构建更加灵活、高效的能源系统奠定基础。

　　 姚祎分析，近年来，陕西、云南、青海等省份相继出台省级绿电直连实施方案，明确要求项目整体新能源“年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%，上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%”。为达到上述标准，储能系统的配置已成为项目实施的必要条件。在零碳园区建设方面，四川、山东、江苏等地也相继发布行动方案，强调加强园区及周边可再生能源的开发与利用，推动园区与周边非化石能源资源的有效对接，并科学配置储能等调节性资源，以提升能源利用效率和绿色水平。 此外，河南、山东、内蒙古等地也发布了“源网荷储一体化”项目的申报要求。以内蒙古为例，其以建设零碳产业园区为目标，依托本地资源优势，融合新能源、新材料、新型煤化工等产业，采用“源网荷储一体化”的绿电直供模式，在推动产业绿色转型的同时，也为区域经济发展和就业增长提供了新动力。 从政策导向来看，各地正逐步将绿色能源与产业发展深度融合，通过优化能源结构、提升能源利用效率，推动经济高质量发展。储能作为关键环节，不仅有助于实现绿电直供目标，也在构建新型电力系统中发挥着越来越重要的作用。未来，随着技术进步和政策持续完善，绿电直供与储能的协同发展将成为实现“双碳”目标的重要路径之一。

　　 厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强此前在接受第一财经记者采访时表示，当前新能源在远距离输送方面仍面临物理通道不足、价格机制难以协调等挑战，因此更倾向于鼓励新能源的就近消纳。然而，将大量具有间歇性和波动性的光伏和风电接入电网，会增加电网的调节压力，因此多数情况下会对自发自用和余电上网的比例进行限制。对于许多生产型企业来说，设备的精密度和产品的一致性对电能质量提出了更高要求，通常需要配备储能系统才能满足生产条件。不过，林伯强也指出，目前储能系统的成本仍然较高，这在一定程度上也制约了零碳园区和绿电直连的发展规模。 从当前能源转型的趋势来看，新能源的本地化利用和储能技术的协同发展是关键。虽然政策层面鼓励就近消纳，但如何平衡电网稳定性与新能源发展之间的关系，仍是亟待解决的问题。同时，储能成本的下降和技术的进步，将是推动绿色能源进一步普及的重要因素。

　　 姚祎认为，新型储能发展的总体规划已经发布，接下来需要中央及地方政府制定相应的支持新型储能投资的价格机制，推动数字目标真正落地。特别是容量电价政策以及明确的地方发展目标，对储能项目的经济可行性具有关键作用。

　　 广东等新型储能制造业基础雄厚的省份，应主动在电价政策创新上先行一步，以此激发本地储能需求，带动产业上下游订单增长。同时，应积极探索配套的金融创新措施，以降低储能项目的融资成本。通过先行先试，不仅能够推动本地产业发展，也为全国积累可复制、可推广的经验。 我认为，政策创新是推动产业发展的关键动力之一。在储能这一新兴领域，地方政府若能率先突破，将有助于形成良性循环，加速技术落地与市场培育。同时，金融手段的灵活运用，也能有效缓解企业资金压力，提升投资信心。这种“政策+金融”的双轮驱动模式，值得更多地区借鉴和尝试。