《新型储能规模化建设专项行动方案》出台，万亿级赛道全面起跑

　　2025年8月，国家发展改革委、国家能源局重磅发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（发改能源〔2025〕1144号），标志着储能产业正式迈入“规模化+市场化”深水区。新型储能从“技术试验田”走向“产业主战场”，不仅关系新型电力系统稳定运行，更成为培育新质生产力、提振宏观经济的重要抓手。

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　　为何此时出台？释放哪些信号？

　　新型储能专项行动方案的出台，与我国能源转型和电力系统改革的现实需求密切相关。既是新能源高速发展的客观要求，也是政策体系逐步走向落地实施的必然选择。

　　一是能源结构变革呼唤储能破局。截至2024年底，我国风光发电装机约14.1 亿千瓦，占比约42.1%。随着目前新能源的快速发展，弃风弃光再现苗头。近日，全国新能源消纳监测预警中心发布的数据显示，2025年上半年，全国太阳能弃电率升至6.6%，风电弃电率达5.7%，较2024年同期几乎翻倍，消纳形势严峻。其中，西藏的弃风率高达30.2%，弃光率33.9%，西部风光富集省份的绿色电力，正不同程度地跌破国家规定的“新能源利用率原则上不低于90%”的红线。提高西部地区新能源外送规模和就地消纳规模，是破解问题的核心，这两把“钥匙”都需要储能作为灵活调节资源进行支撑和保障。

　　二是“配而不用”，储能项目平均利用率低下，回报率低。前几年，在新能源强配储的政策下，储能进入风口。截至2024年底，我国新型储能累计装机已达73.76GW/168GWh，与2023年相比装机功率增长约135%，能量容量增长约150%。虽然规模庞大，利用率却偏低，中国电力企业联合会数据显示，2023年全国新能源配储项目平均利用率仅17%，日均等效充放电0.31次，全年仅约104次。尽管2024年新能源配储整体运行平均利用率指数32%，比2023年提升15个百分点。但仍然不到三分之一。2025年2月，国家发展改革委发布“发改价格〔2025〕136号”文，正式取消执行多年的“强制配储”政策，行业陷入低价竞争，部分项目收益率甚至跌破5%。在缺乏容量电价、现货交易等成熟收益机制的情况下，储能投资陷入“建了亏钱，不建弃光”的两难困境。

　　三是经济承压背景下的稳增长工具。2025年以来，国际环境急剧变化，中美贸易遭受的冲击，我国经济面临短期总需求不足和中长期新旧动能转换阵痛的双重压力。能源领域产业链长、覆盖面广，是国家拉动经济发展的重要政策工具。本次行动方案预计撬动2500亿元直接投资，在制造业、基础设施、数字能源等多个环节带动上下游就业与资本投放。

　　四是政策逻辑递进，承接“十四五”收官与“十五五”启幕。近年来，新型储能受到各级政府的高度重视和国家产业政策的重点支持。国家陆续出台了多项政策，鼓励电化学储能行业发展与创新。2025年2月，工信部等印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》。2024年12月，国家发展改革委等印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》。2024年8月，国家发展改革委等出台《能源重点领域大规模设备更新实施方案》等产业政策，为电化学储能行业的发展提供了明确、广阔的市场前景，为企业提供了良好的生产经营环境。再到此次《行动方案》，形成从顶层设计、机制完善到落地推进的完整闭环。

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　　行动方案五大关键词全解析

　　《行动方案》以21项措施分为七大板块，构建从应用拓展到组织保障的全链条框架。

　　——目标

　　到2027年，新型储能装机达1.8亿千瓦以上，增长超140%。

　　带动直接投资约2500亿元。

　　构建“多元互补+高效运营”储能体系。

　　——技术路径

　　主体：锂离子电池将继续作为国家新型储能技术路线中的主导技术。

　　多元：压缩空气、液流、钠离子、飞轮、固态、氢储能等。

　　——七大板块

　　拓展场景：电源侧（新能源基地）、电网侧（独立储能）、用户侧（算力园区、光储充等）。

　　提高利用：优化调度规则、激励调用机制。

　　创新融合：多技术路径、多模式应用。

　　建立标准：对接IEC/ISO，推动“走出去”。

　　完善市场机制：推动容量电价、辅助服务补偿机制。

　　组织保障：引入民资、加强金融支持。

　　安全优先：落实电化学储能项目安全监管责任。

　　对比一览表（2024-2027）

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　　政策带来哪些实操机遇？

　　（1）投资建设全线启动

　　全国拟新建8000万千瓦储能，重点落地在“沙戈荒”新能源基地、电网关键节点。

　　民企/央企可投标试点项目，结合融资租赁、政策利率贷款，实现20%-30%项目回报率。

　　（2）上中下游制造机会巨大

　　钠离子电池等新技术示范将获得政策倾斜，预计其系统成本比锂电低20-30%。

　　原材料、电芯、电力电子设备制造商可提前布局，争取进入广东、内蒙古、江苏等集群产业链。

　　（3）新业态爆发窗口期

　　“虚拟电厂”“算力场景”“电网边缘储能”“车网互动”等模式落地提速。

　　具备AI调度平台/数据分析能力的企业可申请“人工智能+储能”项目补贴。

　　各省相继设立储能基金（如安徽5亿元）支持试点落地。

　　（4）国际化通道开启

　　方案明确推动参与国际标准制定，鼓励国内企业通过“一带一路”等机制出口储能解决方案。

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　　仍需警惕这些挑战

　　一是经济性不足。长时储能投资回收周期长，若容量补偿机制迟滞，企业难以实现盈利闭环。

　　二是安全风险高企。储能火灾事故频发，亟需从设计、安全控制、应急响应等构建“全生命周期管理”。

　　三是产能过剩苗头初现。在国内储能系统与电池中标价格中，2025年系统中标价相比 2023 年下降约 44%，EPC 中标价下降约 25%。部分企业的储能电池环节毛利率已下降至个位数，有企业最低案例约 2.8%，锂电过快扩张可能重演光伏价格战。

　　四是政策执行差异。强制配储比例统一但区域需求分化，西部富余、东部缺口，存在资源错配与浪费。

　　《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》是储能产业加速发展的强信号。对政策敏感企业，是落地投融资、争取示范项目的时机；对技术驱动企业，是迭代核心路径、聚焦长时储能的窗口；对产业链协同企业，是打造区域集群、绑定头部平台的关键节点。

　　储能不再是“等风来”，而是“趁风起”。

　　真正的机会，永远属于最先理解政策逻辑、最快行动者。

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