安民：储能行业未来三年超高速发展的确定性很强

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　　9月12日，国家发展改革委和国家能源局联合印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，这一政策的出台，标志着中国新能源产业进入规范化发展的新阶段。

　　专项行动方案明确提出到2027年新型储能装机规模突破1.8亿千瓦的目标，较2024年底的7376万千瓦增长144%，年复合增速34.63%。鉴于中国很多目标的建设和发展都超出预期，因此，判断储能行业未来3年年复合增速将会超过36%，如果考虑到欧洲、中东、非洲、东南亚和南美的储能需求，估计储能年复合增速会超过40%，不排除更高。

　　新型储能装机目标的设定，基于双碳战略下新能源快速发展的现实需求，特别是风电、光伏等间歇性电源大规模并网带来的电力系统调节压力。

　　政策通过五方面核心举措推动行业发展：一是应用场景拓展，如电源侧储能、电网侧储能；二是利用水平提升，主要是优化调度手段，如AI应用；三是技术创新融合，包括钠电池、液流电池等；四是标准体系如安全规范的完善以及市场机制建设主要是储能建设方参与电力市场交易等。

　　专项行动方案的推出，具有较为特殊的意义。

　　方案首次将新型储能定位为构建新型电力系统的关键灵活性资源，并相应配套2500亿元直接投资，形成政策、资本、技术的三重驱动机制。 政策实施将直接推动新能源产业链的全面升级。

　　在制造端，锂电储能作为主流技术路线将迎来产能扩张，锂电龙头企业如600Ah大容量电芯技术适配长时储能需求，预计2025年储能业务营收突破500亿元。同时，钠电池、液流电池等新兴技术获得政策倾斜，成本较锂电低30%的钠电池已进入商业化应用阶段，我们团队研究的公司中，就有一家生产钠离子电池。

　　系统集成领域呈现光储一体化趋势，某逆变器龙头企业通过液冷系统与储能逆变器技术结合，在欧洲市场占有率预计将超25%。关键配套设备环节，某温控企业因储能安全标准提升而受益，其液冷温控市占率已达50%。政策还催生专业化运维市场，预计2027年储能电站运维市场规模将达120亿元，推动智能监控、故障预测等数字化服务发展。

　　这种全产业链联动效应，使中国在储能设备制造、系统集成、标准制定等环节形成全球竞争优势。

　　政策对新能源消纳能力的提升作用主要体现在三个方面：首先，通过电源侧储能配置，强制新能源项目按10%-20%比例配套储能，有效平抑风电、光伏的出力波动。例如青海某光伏基地配置2小时储能后，弃光率从12%降至3%以下。

　　其次，电网侧储能作为灵活性调节资源，可参与调频、备用等辅助服务，江苏已建成全球最大202兆瓦/404兆瓦时的电网侧储能电站，使区域电网调峰能力提升15%。

　　第三，创新用户侧储能模式，浙江开展的共享储能试点允许分布式储能聚合参与电力市场，单个项目年收益超800万元。这种多层级消纳体系使新能源利用率整体提升5-8个百分点，为2025年新增2亿千瓦新能源装机提供消纳保障。

　　政策对新能源产业的市场化转型具有深远影响。

　　在电价机制方面，政策首次明确储能可参与电力市场交易，推动新能源+储能联合报价模式落地，使得独立储能电站收益率从政策性补贴时代的5%-6%提升至市场化环境下的8%-12%。这种价格信号直接刺激资本涌入，2025年储能领域社会投资预计超千亿元。市场准入方面，政策取消储能项目审批前置条件，允许民营企业通过竞争性配置获取项目开发权，我们研究的公司中，就有一家开始布局储能电站项目，也有准备进军储能项目的公司。

　　竞争格局上，政策培育3-5家产业生态主导企业的目标，促使头部电池生产企业通过技术迭代巩固优势，而中小厂商则转向钠电池、消防系统等细分领域差异化竞争。这种市场化导向的资源配置，使中国储能产业从政策驱动转向价值驱动，为全球新能源市场提供可复制的商业模式。

　　政策实施过程中仍需破解多重挑战。

　　技术层面，新型储能仍面临安全与效率的平衡难题，2024年国内储能电站事故频发导致行业投资趋于谨慎，政策虽强化液冷温控、消防系统等标准，但长时储能技术的商业化应用仍需突破。市场机制方面，尽管政策允许储能参与电力交易，但现货市场建设滞后、辅助服务定价模糊等问题制约收益兑现，部分省份出现储能电站利用率不足50%的现象。

　　投资风险上，2500亿元直接投资规模可能引发低水平重复建设，需防范产能过剩风险，尤其钠电池等新兴技术路线存在技术迭代带来的资产贬值隐患。

　　政策执行层面，地方配套细则尚未完全落地，如分布式储能的并网标准、绿电直连项目的自用率考核等具体操作仍存争议。这些系统性挑战要求通过试点项目验证机制创新，如福建世界储能大会展示的构网型技术、智能微电网等解决方案，为后续政策优化提供实践依据。