“十五五”广东新型储能发展潜力与路径展望丨能源之声

　　2023年初，广东省在产业布局中首次明确战略目标——推动新能源产业升级为全新的万亿元级产业集群。在这一庞大产业群中，新型储能产业凭借其战略地位和系统价值备受关注，被省政府定位为支撑“制造业当家”战略的核心支柱产业。

　　从发展逻辑来看，新型储能在广东具有双重关键意义：一方面，它为装备制造及系统集成产业链提供技术突破与升级动力，推动本土企业加快创新与产业集聚；另一方面，它作为新型电力系统的重要组成部分，能够提升电网调节能力、促进新能源高比例消纳，从而为实现“双碳”目标提供坚实支撑。

　　正是基于这一双重价值，广东省近年来在政策、资金等多维度持续加码，将新型储能培育为新能源产业体系中增长最快、创新最活跃的板块之一，产业发展持续提速。当前，值此 “十四五” 规划收官之际，本文将系统梳理广东省新型储能产业近年的发展脉络与主要成绩，并进一步探讨“十五五”期间及未来长期的发展路径与方向，以期为广东储能产业高质量发展提供参考视角。

　　一、多方综合施策，供给与应用持续扩大

　　2023年以来，广东省陆续出台了一系列促进新型储能产业发展的政策文件，构建起以《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》（以下简称“《指导意见》”）为顶层设计的“1+N+N”政策体系。该体系在省级层面围绕储能产品、电站建设、科技创新等制定配套措施，并由广州、深圳等地市出台落实方案，形成了多层次、全覆盖的制度支撑。《指导意见》提出，到2025年全省新型储能产业营收达到6000亿元、装机规模达到3GW；到2027年产业营收达到1万亿元、装机规模达4GW[1]。其中，营收目标聚焦供给制造端，装机规模则反映实际应用进展。随着2025年节点临近，广东新型储能产业已进入阶段性评估的关键期。

　　在产业供给端，广东新型储能产业链竞争力显著增强，但营收目标实现面临压力。目前国内新型储能仍以锂离子电池技术路线为主，广东凭借新能源汽车良好的动力电池产业基础，已形成覆盖电池材料、储能电芯、变流器、系统集成和回收利用的完整产业链，广州、深圳、惠州、东莞、肇庆等地聚集了比亚迪、宁德时代、欣旺达、鹏辉能源、亿纬锂能、上能电气等龙头企业。广东在储能电芯、变流器及终端产品制造等环节位居全国前列，也在材料生产（正极材料、负极材料、电解液、隔膜）和系统集成等领域保持着较强优势。受2023年以来市场价格下行影响，行业整体呈现“量增价跌”态势。例如，以主流配置的两小时储能系统为例，中标单价从2023年初的约1.5元/Wh下降到2025年5月的约0.5元/Wh[2]，跌幅达三分之二。尽管竞争加剧、营收承压，2024年广东全省新型储能产业链9878家企业仍实现利润总额182.15亿元，同比增长8.0%[3]，显示出产业在结构优化与规模扩张中的韧性和潜力。

　　在应用端，政策导向与市场信号叠加效应明显，广东新型储能装机规模实现跨越式增长。《广东省促进新型储能电站发展若干措施》明确了新能源配储比例及配置原则，并通过拉大峰谷价差显著提升了项目投资吸引力。截至2024年底，全省新型储能项目共计751个，装机规模约3.52GW/5.53GWh[3]，较2022年底增长逾4倍，已提前完成《指导意见》中设定的2025年装机目标。根据《广东省建设现代化产业体系2025年行动计划》，2025年新增装机目标为1GW。截至今年7月底，广东新型储能总装机约4.01GW/5.8GWh，预计年底突破4.5GW，基本可提前实现2027年目标。

　　然而，从全国横向对比看，广东新型储能的装机增速仍相对偏缓。2024年底全国新型储能装机规模达73.76GW[4]，较2022年底增长近7.5倍，增速显著高于广东，同时广东总装机排名也从2022年的第2位滑落至今年的第10位[5]。与此相比，省内的海上风电的扩张速度与投资带动效应更为突出。2024年底广东海上风电装机突破12GW，位居全国首位[6]，2025年计划新增3GW，其单位造价和投资拉动效应均显著高于储能。

　　总体来看，广东新型储能产业在政策推动下形成了供给与应用双向扩张的良好局面，但若要保持增长势头并支撑万亿级新能源产业集群建设，还需进一步统筹电源结构、网架体系、市场机制设计等诸多因素，以形成更具持续性的增长动力。

　　二、立足自身所需，本地储能将稳步增长

　　在广东构建新型电力系统过程中，新型储能的核心使命是提升系统调节能力、支撑新能源电力消纳，其投资与布局必须与新能源装机增长及灵活性调节资源供给相协调。当前，新能源出力波动性增强、分布式渗透率快速提升、源荷类型日益多样化，广东电力系统调节面临更大的不确定性。因而，全面评估省内新能源增长趋势与灵活调节资源情况，成为确定储能发展定位与潜力的关键前提。

　　从供给侧看，广东正迎来新一轮新能源装机高峰。根据《广东省碳达峰实施方案》，到2030年风光发电装机容量达到74GW以上。考虑到近年来新能源单位装机成本下降及新一轮国家自主贡献（NDC）目标的提升，“十五五”期间广东新能源装机增长预计将快于原有设想。截至2024年，全国风光装机总规模已达1400GW，而根据最新NDC目标，到2035年这一规模将力争达到3600GW，折合年均增长率约9%。按此增速推算，广东风光装机将从2024年的近60GW增长至2030年的约100GW，新能源出力波动带来的调节压力将显著上升，对储能的需求也将同步扩大。

　　从调节能力看，广东目前拥有一定的煤电、气电、抽水蓄能，调节资源总体充裕，但仍存在结构性不足。截至2025年6月底，广东煤电机组统调装机容量为72.08GW，气电机组为54.34GW，抽水蓄能机组为9.68GW[7]。总体上，煤电机组具备全时段调节能力，但最低出力多在额定容量的50%上下，灵活性仍待改造提升；气电机组启停快、调节性能好，但受经济性约束，调节潜力释放受限；抽水蓄能可提供双倍装机调节能力，但建设周期长，短期贡献有限。需求侧响应方面，广东最高用电负荷已突破160GW[8]，可调节负荷占比仍偏低（约10GW）。总体来看，广东电力系统虽具备一定的灵活调节基础，但短周期调节能力不足、局部新能源富集区消纳能力有限，仍需依托新型储能补位增效，以支撑全省新能源大规模并网和系统安全稳定运行。

　　在此背景下，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。其发展需求既受系统“硬约束”的推动，也与市场机制完善密切相关。若仅满足以下四类场景的“硬需求”，保守估计“十五五”期间广东新型储能需新增装机3.5-4GW；若定价机制加快完善、投资收益预期得到合理保障，则可进一步释放约一半规模的“软需求”，新增装机有望达到5-6GW。综合测算，在不同情景下，广东新型储能装机“十五五”年均增长率预计在11-18%之间。

　　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。

　　前两类场景侧重于服务电源结构优化，主要面向新能源发电与外来电输入的匹配调节。随着各类电源逐步全面进入电力市场，新型储能也需通过市场化机制体现自身价值。后两类场景则面向终端用户的供电保障，承担一定的社会兜底功能。这类以实现电网功能为主的储能，可视为电网替代型储能[9]，更宜通过纳入输配电价来回收成本。但当前无论是市场定价机制还是输配电价回收机制，仍未完全理顺，使得各方投资新型储能的积极性受到限制。

　　在此过程中，政策环境正持续改善并逐步为市场化发展提供方向。2025年9月，国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号，以下简称“1192 号文”），明确界定“就近消纳项目”的核心定义并细化配套收费标准，为新能源就近消纳项目的落地实施提供了遵循依据。广东省能源局则结合省内自然资源禀赋和地理特征，于同年8月发布《关于贯彻落实<分布式光伏发电开发建设管理办法> 的实施意见（征求意见稿）》，明确提出将大力发展分布式光伏。结合前文测算，至2030年广东风光装机总规模预计达100GW，其中分布式光伏将成为增长重点。依托“1192号文”政策导向，具备自发自用、供需平衡能力的综合新能源项目将具备更强的经济型，而配备储能系统的项目不仅能提升供电稳定性、规避额外支出，还将在政策引导下成为未来新能源项目规划设计的重要方向。这将对广东新型储能产业形成新的市场拉动力和政策协同效应。

　　三、辨析内外堵点，助产业寻求开拓突破

　　尽管广东本土新型储能在“十五五”期间的建设规模将持续扩大，但单靠本地市场难以独立支撑其打造的万亿元级产业目标。广阔的国内外市场成为产业增长的重要突破口。根据工信部《新型储能技术的发展路线图（2025—2035年）》，国内市场到2030年新型储能装机规模将超过240GW[10]，年均增长率有望超18%；国际市场潜力更大，国际能源署预测至2035年可达760-1200GW[11]，年均增长率在36%-46%之间。由此可见，广东若要打造具有区域特色和国际竞争力的储能产业体系，必须实施“内需强化”与“外源开拓”的双轮驱动战略：一方面，丰富本地应用场景、完善收益机制，以激发内生动力；另一方面，苦练产业链“内功”，主动布局省外及海外市场，以拓展外部增长空间。

　　从应用端看，广东新型储能仍面临盈利空间有限、成本回收机制不明确及用户侧潜力释放不足三类关键挑战。

　　问题一：新型储能在电力市场盈利空间有限。“136号文”明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，导致此前基于租赁的商业模式被打破，而广东的容量电价补偿机制政策在2024年10月征求意见后仍未正式出台。在现货市场中，峰谷价差有限，以2025年上半年为例，独立储能及抽水蓄能的结算充放电价差仅为121.3厘/千瓦时[11]。随着更多储能主体进入现货及调频辅助服务市场，竞争加剧导致收益进一步收窄。根据《2024年度中国电力市场发展报告》，南方区域调频辅助服务市场在独立储能2024年2月进入后整体呈现出“量增价减”趋势，2024年平均出清价格同比下降11.9％[12]。

　　问题二：电网替代型储能成本收益机制未明确。虽然《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策文件均提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收体系，但实际推进尚无成效，电网企业投资积极性备受影响。同时，《输配电定价成本监审办法及相关定价办法的（修订征求意见稿）》虽明确与输配电业务无关的新型储能电站固定资产及成本费用不得纳入输配电价，但如何界定与输配电业务相关的新型储能资产及这类资产能否纳入输配电价回收范围，仍存在不确定性。

　　问题三：用户侧市场潜力尚未有效释放。当前用户侧储能仍以单一的峰谷价差套利模式为主，缺乏针对不同行业用电特性的差异化解决方案；分布式光储一体化、动态增容、应急备用等增值服务机制尚不成熟；企业方面，电价敏感性低、用地受限、安全隐患多、收益分摊不清晰等问题，导致工商业用户及园区对储能投资积极性不高。此外，负荷聚合商、虚拟电厂等新型市场主体在整合用户侧分布式储能资源时，仍面临准入机制不明确、调度指令不贯通、价值评估体系缺失等制度性障碍，制约了用户侧储能参与系统调节的通道和能力。

　　从供给端来看，广东新型储能产业发展同样存在核心技术短板与产业链不完善等结构性问题。首先，本土电池制造及系统集成能力仍落后于国内龙头企业。鹏辉能源、比亚迪虽为广东本土龙头企业，但出货量与宁德时代等龙头差距明显；比亚迪、科陆电子、广州智光在系统集成方面较上能电气、南瑞集团等企业也有一定差距。其次，储能变流器研发优势未能有效转化为制造与应用优势。广东拥有比亚迪、古瑞瓦特、华为等研发实力雄厚的企业，但在设备量产与项目应用层面仍受多重制约。第三，核心部件绝缘栅双极型晶体管（IGBT）研发及生产能力不足。国内企业产业化起步较晚，相关专业技术人才缺乏，设计及工艺基础薄弱，目前储能产业IGBT大量依赖于国外供应商，比亚迪虽拥有部分产能，但主要用于新能源汽车，储能产品供货能力受限。最后，储能全产业链质量安全管理水平体系亟待完善。标准体系尚不健全、设备性能差异较大、运行安全隐患仍存在，电池本体、系统设备、安装施工及运维管理均需进一步强化监管与标准化。

　　四、相关建议

　　广东新型储能产业在“内需稳步增长、外部拓展潜力巨大”的关键阶段。一方面，本土市场提供了可观的应用场景和逐步增强的系统调节能力，但收益机制不完善、用户侧潜力未充分释放以及关键技术和产业链环节等问题，制约了产业快速发展。另一方面，全球市场空间广阔，装备制造和出口潜力巨大，为广东储能产业寻求增长突破提供了方向。基于此，政策应兼顾内需激活、产业链强化、技术攻关与市场拓展，形成多维支撑体系，推动广东储能产业向规模化、高质量发展迈进。

　　1、挖掘储能应用场景，推进储能科学合理布局。以场景需求为导向，系统推动储能建设与产业发展深度融合。一方面，强化储能与可再生能源、“多能互补” 及 “源网荷储” 一体化的协同规划，通过优化布局提升可再生能源消纳效率与跨区域输送能力；另一方面，针对站址走廊资源紧张区域及电网薄弱地带，精准配置新型储能项目，充分释放其在削峰填谷、增强电网稳定性、保障应急供电等方面的多重作用。同时，加大用户侧储能支持力度，提升用户端灵活调节能力，并积极探索储能聚合利用、共享利用等新业态新模式，拓宽产业发展空间。

　　2、优化储能价格机制，拓宽收益获取路径。聚焦新型储能产业可持续发展，构建适配其特性的市场价格体系：一是通过科学定价反映优质灵活调节资源的价值，提高储能利用效率，在充分研究基础上尽快明确广东省新型储能容量补偿费用标准，为产业营造稳定合理的收益空间；二是推动价格主管部门、电网企业等多方协同，制定电网替代型储能的认定标准与流程，力争在第四监管周期电网输配电定价成本监审中，将广东全省或重点区域纳入输配电价回收试点，打通成本疏导关键环节。

　　3、依托技术研发优势，加快技术攻关及产业化应用。立足广东省电池产业基础与科技研发平台优势，多层次推进技术创新：在核心技术层面，开展储能电池容量、倍率性能、寿命等关键领域的应用基础研究与工程化攻关，加快高能量密度锂离子电池研发，突破高性能固体电解质制备技术，提升电池电芯、储能变流器、系统集成及能量管理的产业集聚水平，推动“大容量、低成本、长寿命、高安全、易回收”储能电池量产；在前沿领域，推进钠离子电池关键技术、装备研发及示范应用，重点突破IGBT半导体器件核心技术；在管理和共性技术层面，加大电池健康状态监测、系统安全预警、回收及梯次利用等研究投入，推动大规模储能、柔性并网、光储一体化等技术落地应用。

　　4、统筹资源要素支撑，夯实产业壮大基础。统筹兼顾，以全要素保障推动储能产业规模化发展：在产业转化方面，推动产业链核心环节的技术研发优势向生产优势就地转化；在资金支持方面，统筹产业扶持资金（基金）、重大科技专项等财政资源，通过股权投资、贷款贴息、无偿资助等方式赋能产业，并探索多元化融资模式，强化产业链供应链支撑，助力储能产业基地建设；在项目落地保障方面，将储能重大项目优先纳入省重点建设项目计划，由省主要主管部门牵头，统筹保障新增建设用地、环保、能耗等指标，同时优化产业发展环境，开通环评、节能审查 “绿色通道”，加快项目审批进度，推动重大项目早落地、早见效。

　　5、积极开拓国际市场，提升企业品牌影响力。多措并举，推动储能产业 “走出去”：支持本地储能设备制造企业深化与海外企业合作，加快构建海外营销与售后服务网络，拓展国际市场份额，同时探索提供境外消费金融产品，助力企业参与海外品牌展示与推广活动，提升品牌国际认可度；依托南沙、盐田港等港口枢纽及中欧班列等贸易通道，畅通储能产品物流链路，扩大出口规模，打造国家级储能产品进出口物流中心，强化广东在全球储能产业链中的枢纽地位。

（文章来源：21世纪经济报道）

(原标题：“十五五”广东新型储能发展潜力与路径展望丨能源之声)

(责任编辑：65)