近期“暖風”頻吹的新型儲能 ，再度迎來利好的政策預期 。

　　9月12日
，國家發展改革委、國家能源局公布的《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》（下稱《行動方案》）提出，2027年新型儲能基本實現規模化 、市場化發展 ，技術創新水平和裝備制造能力穩居全球前列
。全國新型儲能裝機規模達到1.8億千瓦以上
，帶動項目直接投資約2500億元。

　　國家能源局公布的數據顯示，截至2024年底 ，中國已建成投運新型儲能裝機容量達7376萬千瓦
，占全球總裝機比例超40% 。今年上半年，中國新型儲能裝機規模已達到9491萬千瓦
。這意味著 ，此后不到三年時間里，新型儲能裝機容量將“翻一番 ”。

　　針對該目標的設計背景
，國家能源局相關負責人在當日解讀時表示，這是考慮到與“十五五
”能源規劃有效銜接的前提下 ，統籌新能源消納
、電力保供需求和各類調節性資源規劃建設情況而提出的 。未來
，新型儲能技術路線及應用場景會進一步豐富，有力支撐我國能源綠色低碳轉型和經濟社會高質量發展
。

　　中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻對第一財經記者表示 ，《行動方案》針對性地提出了加快市場機制完善的多項舉措
，以推動合理形成新型儲能充放電價格。隨著電力市場機制的不斷完善，新型儲能將通過參與電能量市場、輔助服務市場 、容量市場獲得多重收益 ，實現其價值回收 。

　　容量補償有望擴圍

　　近期
，有關“儲能需求超預期”的消息在投資圈內不脛而走，多家一線儲能廠商公開表示“一芯難求 ”。“目前公司主要產品型號如314Ah大儲電芯生產線
、100Ah、50Ah小儲能電芯生產線均滿產
。
”鵬輝能源9月12日在回復投資者關于產銷情況的提問時稱。

　　第一財經記者從產業界人士處獲悉 ，目前多家儲能廠商近乎滿負荷生產的訂單中
，海外市場貢獻了多數份額，這與全球儲能市場的需求猛增和中國儲能產品的制造優勢關系密切 。

　　今年上半年 ，全球儲能電芯出貨量達226GWh，同比增長97%
。前九名均為中國企業
，國內企業儲能鋰電池出貨量在全球占比超過90%。近期多家企業公開斬獲的訂單中，中東 、澳大利亞等新興市場頻頻出鏡且規模刷新紀錄 。

　　而從國內來看 ，今年新型儲能裝機規模的增長節奏實際有所調整
。中關村儲能產業技術聯盟的數據顯示
，受新能源“搶裝”的影響，今年上半年 ，新型儲能項目的并網高潮前移至“531 ”節點之前
，“630
”節點并網熱度出現歷年來首次下降。

　　這種變化與國內新能源入市機制的調整有關 。業內人士普遍認為，“531”搶裝潮之后 ，由于政策要求不得強制配儲
，并且新能源全面入市意味著收益預期不穩定，新型儲能電站投資由此進入短暫觀望期
。

　　好消息是 ，目前新的政策正在醞釀。今年以來
，數個省份首次出臺明確的新型儲能容量補償和容量電價機制 。其中，內蒙古提出今年容量補償標準為0.35元/kWh ，補償標準明確后執行時間為10年，河北推出的容量電價標準則是100元/kW
，激勵時限為2年
。

　　據中信建投朱玥團隊的研報測算，容量補償和容量電價等穩定收益 ，結合當地的峰谷價差
，獨立儲能項目可以取得明顯的經濟性。以100MW/400MWH的儲能容量計算，河北模式和內蒙古模式的獨立儲能電站資本金內部收益率分別達到6.2%和14.8% 。

　　這將高于大型國企項目投資原則上不低于6%到8%的內部收益率要求。

　　針對容量補償 ，《行動方案》提出：“推動完善新型儲能等調節資源容量電價機制
，有序建立可靠容量補償機制，對電力系統可靠容量給予合理補償 ”
。

　　李臻表示 ，目前國家層面沒有出臺關于新型儲能容量補償的統一政策。從保障系統容量充裕度建設到穩定投資者信心兩方面來看
，未來需要對各類調節資源的容量需求進行統籌考慮，在國家電價政策的整體框架下 ，研究合理的容量補償機制
，鼓勵地方根據實際情況進行試點建設 。

　　此外，輔助服務市場能否支撐新型儲能擴大盈利范圍 ，也是業界關注的焦點
。

　　“這是最早向新型儲能開放且目前仍是其核心收益來源的市場領域。”李臻介紹，根據今年4月印發的《電力輔助服務市場基本規則》
，電力現貨市場連續運行的地區，輔助服務費用主要由用戶用電量和未參與電能量交易的上網電量共同分擔 。此原則確保了輔助服務成本向用戶的合理傳導 ，標志著輔助服務市場已超越發電側內部的零和博弈
。但是
，輔助服務市場對獨立儲能的開放程度普遍有限，目前僅有甘肅
、廣東等少數地區獨立儲能可實質性參與調頻市場。

　　這次《行動方案》則是進一步明確：“有序引導新型儲能參與調頻、備用等輔助服務市場 ，鼓勵各地區因地制宜研究探索爬坡 、轉動慣量等輔助服務品種
，逐步擴大新型儲能參與輔助服務規模 。
”

　　拓寬場景拉動消費

　　拓展新型儲能在各個環節的應用場景，既能夠為電力系統的穩定貢獻力量 ，也是消化上下游大量產能的有效方式
。

　　《行動方案》提出
，推進電源側和電網側儲能應用，以及創新多場景應用模式、培育試點應用場景。其中既包括在負荷密集接入
、大規模新能源匯集、大容量直流饋入等關鍵電網節點開展獨立儲能電站建設 ，這類正被市場爭奪激烈的資源
，也包括研究推廣新型儲能作為獨立主體或通過負荷聚合商等形式參與需求響應，這類新興嘗試 。

　　綠色和平氣候與能源資深項目主任姚祎對第一財經記者分析 ，從今年國家以及地方發布的政策來看，用戶側“新能源+儲能”應是今后一段時間重點的配儲發展場景
。

　　姚祎分析
，目前陜西 、云南
、青海等都出臺了省級綠電直連的實施方案，三個地區都要求項目整體新能源“年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60% ，占總用電量的比例應不低于30%
，2030年前不低于35%，上網電量占總可用發電量的比例上限一般不超過20% ”。為滿足這一要求 ，儲能配置成為必選項
，零碳園區方面，根據四川、山東 、江蘇等地區出臺的行動方案 ，在園區的用能結構方面
，明確要求加強園區及周邊可再生能源開發利用，支持園區與周邊非化石能源發電資源匹配對接 ，科學配置儲能等調節性資源 。此外
，河南
、山東、內蒙古出臺了“源網荷儲一體化
”項目申報要求。以內蒙古為例，通過建成零碳產業園區為導向 ，依托資源優勢，耦合新能源 、新材料
、新型煤化工三大產業
，采用“源網荷儲一體化”的綠電直供模式，在推動產業綠色發展的同時 ，促進經濟社會發展和新增就業
。

　　廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強此前對第一財經記者分析
，目前新能源的遠距離輸送面臨物理通道不足、價格機制難以協調等障礙，因此新能源的就近消納多被鼓勵。但是 ，向電網輸送大量帶有間歇性和波動性特征的光伏和風電
，會加重電網的調節負擔，所以幾乎都會限制自發自用和余電上網比例 。對于許多生產型企業而言 ，設備精密度和產品一致性對電能質量提出了更高的要求
，通常需要配備儲能才能滿足生產條件
。但他也提醒，當前儲能的系統成本相對較高 ，這同樣會反向限制零碳園區和綠電直連的發展規模。

　　姚祎認為
，新型儲能發展的頂層設計已經出臺，后續需要中央和地方政府出臺相應的支持新型儲能投資的價格機制 ，讓數字目標最終落地 。特別是容量電價政策和明確的地方發展目標出臺，對于儲能項目的經濟可行性至關重要
。

　　“廣東等新型儲能制造業基礎雄厚的省份
，應率先在電價政策創新方面發力，拉動本地儲能需求帶動產業上下游接單消化 ，同時探索配套金融創新舉措以降低儲能項目的融資成本
，先行先試也可為全國提供可復制經驗。 ”姚祎說 。