制图:易福红(豆包AI生成)

2025年，中国新型储能产业迎来关键的政策拐点。随着国家层面明确取消新能源强制配储，持续多年的政策“东风”逐渐减弱，行业必须直面市场的真正考验。对于作为全国储能制造与出口“领头羊”的广东省而言，一场关乎产业可持续发展的“大考”已经拉开序幕:如何破解商业化核心的“收益之困”?如何将庞大的制造产能与真实有效的本地应用需求对接，从而完成从“制造强省”到“应用强省”的跨越?这已成为广东储能产业亟待回答的紧迫命题。

12月11日，“从政策驱动到市场拉动:打开广东新型储能内需新空间”专家研讨会在广州召开。来自政策研究、电力交易、电网企业、科研院所及储能企业的各界代表，围绕上述议题展开了深度交流。

讨论中逐渐形成一个清晰共识:中国新型储能产业，尤其是走在前沿的广东，正处在一个历史性的转折阶段。产业发展的驱动逻辑，正在从过去自上而下的“政策驱动”，艰难而坚定地转向未来自下而上的“市场拉动”。

市场变化

政策“拐杖”撤离，市场“大考”开场

2025年初，国家发改委、能源局的一纸文件《关于深化新能源上网电价市场化改革　促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)为储能行业带来了根本性转变。文件明确取消新能源强制配储政策，标志着储能发展进入全面市场化新阶段。

“这意味着行业可能会迎来范式重构。”国家新型储能创新中心市场总监孔华东在研讨会上指出。“储能配置逻辑正在从‘政策达标被动配置’向‘价值锚定、主动参与市场’跃迁。”他进一步解释，过去储能项目多是作为新能源场站的“配套作业”，为满足政策要求而建。未来，储能必须独立证明自己在电力系统中的价值，通过市场交易获得收益，才能生存和发展。

这一转变在短期内带来了阵痛。“部分储能设备商因为地方强制配储订单减少，零售增压，低端产能加速出清。”孔华东坦言。

但也有专家指出了其长期的利好。能源专家姚祎分析，强制配储取消，反而可能催生更高质量、更符合系统真实需求的市场自发性配储。“新能源全面入市后，场站为了在现货市场中获取更优的节点电价收益，有更强动力自愿配置储能。”

据中国发展改革报社相关报道，近期，国家发展改革委、国家能源局近期联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》(下称《行动方案》)。

方案明确2027年发展目标:新型储能实现规模化、市场化发展，技术创新与装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式及标准体系基本成熟，适配新型电力系统的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的发展格局，为能源绿色转型提供坚实支撑。量化指标方面，全国新型储能装机规模需达1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元；技术路线仍以锂离子电池为主，同时丰富多元技术及应用场景，培育试点项目、打造典型示范场景。

政策环境的改变，意味着储能产业赖以生长的土壤已经不同。企业不能再依赖固定的配储比例获取订单，投资者也不能再指望政策补贴保障收益。一切都将回归商业本质——储能项目能否赚钱?能否在电力市场的竞争中体现出不可替代的价值?一场严峻的“市场大考”已经开场。　　　　　

收益之困

单一模式难解可持续难题

市场化的核心是收益。然而，当前广东储能项目面临的最大挑战，恰恰是盈利模式单一、收益不稳定。广东电力交易中心交易组织部经理孙谦分享:截至2025年11月底，广东参与电能量市场交易的储能项目，通过充放电价差获得的收益微薄，“通过电力市场赚充电价差的收益，覆盖不了成本。”

那么，储能靠什么赚钱?答案是辅助服务，尤其是调频服务。孙谦说:“调频收益现阶段还是不错的。”早期进入调频市场的储能项目，因其响应速度快、调节精度高的技术优势，获得了丰厚回报，甚至早已收回成本。但这种“好日子”可能难以持续。孙谦坦言，广东调频市场的需求总量有限，随着越来越多的独立储能项目投产，“容量饱和的速度可能会很快”。他描述了一个内卷的场景:“参与调频交易已经中标，完全拼到小数点的后三位。”这意味着，依赖单一调频收益的商业模式同样脆弱。

企业一线感受更为深刻。深圳莱顿能源科技有限公司市场开发总监张海林表示，作为设备商，公司已被迫向投资运营转型。“设备成本已压到每瓦时0.5元左右，白热化比预期早了三年。仅靠峰谷套利，已经打动不了投资方。”广州汇能电力科技有限公司副总经理邱文捷称，受到政策冲击，江苏价差收益少了1/3。两充两放变一充一放，项目回本周期滞后。

收益困境折射出深层矛盾:储能对电力系统具有多重价值，但现有市场机制尚未充分识别并量化这些价值，无法提供多元化、可持续的回报路径。　　

广东悖论

“制造强省”为何难成“应用强省”?

自2020年以来，广东省委、省政府陆续出台多项推动新型储能产业发展的政策文件，明确了阶段性目标，推动新能源产业升级为全新的万亿元级产业集群。

但一个鲜明的对比摆在了广东面前:它是全国新型储能制造和出口的龙头，却在本地应用规模上相对滞后。

姚祎展示的数据揭示了这一“悖论”:今年1-10月，广东省锂离子电池出口占全国26.4%，7月首次超越福建，成为中国锂离子电池出口产品最大的来源地。

转向本地需求侧，画面却不同。“2024年底，广东省新型储能装机约352万千瓦，位列全国第九。”姚祎说。更值得关注的是，已并网储能的利用率在下降，且存在“申报热、建设冷”的现象——大量获批项目并未真正落地建设。

为什么会出现这种局面?姚祎将其归结为“产业政策的强推与电力政策的弱拉”之间的错位。产业政策目标明确，更加关注产能、产业营收等指标，这些指标直观、易于量化考核；而作为需求拉动关键的电力市场政策，如规则设计、价格机制、交易体系等，需要更长的协调和酝酿周期。“导致现在已经投运的部分储能电站没有办法获得稳定的市场化收益环境。”

会上，也有业内人士从电网侧提供了另一个视角。他认为，储能在广东两类应用场景中以实现电网功能为主，相对其他调节资源更具竞争力优势:一是大湾区城市中心区，电力负荷密度大、对供电可靠性和电能质量的要求极为严格，但同时用地紧张、电网设施扩建困难，储能可作为“城市充电宝”保障供电稳定性和适应性；二是部分粤东西北山区农村偏远地区，存在供电电压偏低、可靠性较差问题，在电网末端加装千瓦级小容量储能可有效提升供电质量。“2024年，我国农村用户户均停电时间约457分钟，城市中心区用户约47分钟，在服务乡村振兴和满足城市核心区发展需求上，储能有很大的发挥作用空间。”他表示，但这部分电网替代型储能目前缺乏明确的准入认定标准和成本回收机制，其发展路径尚不明朗。

“制造强”而“应用弱”，反映出产业链与需求链的脱节。如果不能打通本地应用的“任督二脉”，广东储能产业的可持续发展将缺乏坚实的内循环基础，也更容易受到外部风险的冲击。　　

破局之路

呼唤机制创新与生态构建

面对挑战，出路何在?与会专家从政策、市场、技术、生态等多个维度，勾勒出可能的破局路径。

首要任务是加快电力市场机制创新。孙谦透露，广东电力交易中心正在着力推进两件事:一是尽快推出“爬坡辅助服务”市场，他认为储能在快速爬坡方面具有绝对优势；二是研究建立储能的“容量补偿机制”，以体现其作为可靠性资源的容量价值。他还提到一个技术性举措:将储能结算的颗粒度从1小时缩短至15分钟，预计可提升储能10%以上的收益。“但凡是有利可图的地方，市场主体对于规则的理解还是非常深的。”孙谦引用一个独立储能与售电公司巧妙签订年度合约的例子，说明了市场主体的活力亟待释放。

拓展多元化应用场景是释放内需的关键。除了传统的电网侧调峰、新能源配储，专家们提到了众多潜在增长点。张海林列举了包括AI数据中心供电、虚拟电厂(VPP)聚合、用户侧光储融合、港口岸电、偏远地区微电网等在内的八类新场景。邱文捷分享了其公司通过“储能+动态增容”解决企业变压器扩容难题，从而获得更高收益分成案例，证明了深度挖掘用户痛点能创造新价值。

出海需从“产品输出”升级为“标准与生态输出”。面对日益复杂的海外绿色贸易壁垒，单纯卖产品模式风险加剧。南网碳资产管理有限公司副总经理罗理鉴和中科院广州能源所研究员王文军都强调了“标准”的重要性。“要从简单的产品出海，发展到标准、服务、系统集成一起出海，”罗理鉴说。“让海外认可中国标准，是提升价值链地位的必然选择。”王文军提醒:“如果现在不积极参与，未来将非常被动。”

最终，需要构建一个政策、市场、应用、制造协同发展的产业生态。姚祎提出了“四大支柱”联动构想:政策为市场注入活力，市场为应用创造空间，应用为制造指明方向，制造的进步又反哺政策优化与市场开拓。“广东省新型储能产业目前正处于质量效益提升和价值验证的关键阶段。”她总结道，打开内需新空间的核心，在于推动产业与本地电力系统实现深度融合。　　

【话你知】

新型储能被业界比作“超级充电宝”

何为新型储能?新型储能是除抽水蓄能外以输出电力为主要形式的储能技术，包括电化学储能、压缩空气储能、重力储能等。它可以改变电力系统传统的即发即用方式，被业界比作“超级充电宝”。

电网为何需要“充电宝”?因为光伏、风电等新能源发电具有间歇性、波动性，对电力系统的安全稳定运行带来挑战。对电网而言，储能电站就是“调节器”，在用电低谷时“充电”，用电高峰时“放电”，起到调节器和安全阀的作用。

对绿电而言，储能电站是“最佳拍档”，它将富余的绿电“搬运”至用电高峰时释放，让绿电发得出、用得好。　　

新型储能在广东有哪些典型作用

据中国能源研究会双碳产业合作分会副秘书长汤泰发表的文章显示，新型储能凭借响应速度快、布局灵活、功能精准等独特优势，可在诸多典型应用场景中发挥不可替代的支撑作用。

场景一:提升新能源送出通道电量“时移”能力。针对韶关、清远、湛江、肇庆、阳江等新能源富集地区，可在局部电网的关键站点和线路上按比例布局新型储能，通过110千伏或220千伏接入，有效缓解时段性“卡脖子”问题，优化外送运行并提升消纳利用水平。

场景二:增强系统频率调节能力。随着藏粤直流等特高压通道的建设投运，当直流线路因换相失败或阀侧故障闭锁时，系统频率可能骤降。配置一定规模的新型储能，可在直流闭锁发生时迅速平衡电网频率波动，为系统安全运行提供有力保障。

场景三:向负荷中心提供顶峰支撑。重点面向广州、深圳、东莞、佛山等珠三角负荷中心，针对局部断面在负荷高峰期间的线路重过载、支撑电源欠发导致错峰用电等问题，可因地制宜布局新型储能项目替代输变电工程，缓解高峰负荷下的供电压力。

场景四:改善电网末端及偏远地区供电电能质量。广东粤东西北山区农村用户仍有部分处于电网末端或偏远地区，可加装千瓦级小容量储能接入中低压配电网中，在用电高峰期间提供有功、无功支撑，有效提升配电网电能质量，缓解电压偏低与供电可靠性不足的问题。

采写:南都记者 王玮