该《行动方案》以“规模化”为主线，以“市场化”为路径，以“安全化”为底线，为新型储能产业提供了未来三年的清晰路线图。《行动方案》不仅是一项产业刺激政策，更是中国构建新型电力系统、实现“双碳”目标的关键支点。随着2025—2027年三年攻坚期的推进，储能将从“锦上添花”走向“不可或缺”，利好具备技术实力、规模优势、资源储备的制造商和运营商。
一、政策背景及主要内容
“双碳”目标背景下，我国新能源装机快速增长，2024年底已占全国发电装机容量的42%，但其“间歇性、波动性”特征导致电网调峰、保供压力骤增，弃风弃光现象依旧存在，因此亟需大规模储能电池这种灵活调节资源；与此同时，也需要建立健全储能主体参与电力市场的机制标准，保障大规模储能投资的有效转化。
2025年9月，国家发展改革委和国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》1（发改价格〔2025〕1144号）（以下简称“《行动方案》”），由“补贴+强制”全面转向“市场+容量+场景”驱动，为我国新型电力系统提供可盈利、可调度、多元化的大规模调节资源。《行动方案》主要涉及以下内容：
（1）持续丰富储能应用场景，鼓励多元技术路径，实现新型储能规模化。
（2）加强新型储能标准体系建设，完善市场机制。
二、政策分析
（1）规模化发展：
伴随电力电源结构的绿色多元化转型，全国新能源装机大幅增长，“十四五”期间，风电和光伏每年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿千瓦关口，新能源出力稳定性和限电问题亟待解决，相较于新建电站，储能因其建设成本较低以及调度便捷而受到推广。近年来，从新能源强制配储到企业自主发展独立储能2，全国储能规模快速提升，截至2024年底，全国新型储能374GW/1.68亿KWH，约占全球新型储能装机的40%以上；截至2025年6月底，全国新型储能95GW/2.22亿KWH，半年新增装机增幅近30%。
本次《行动方案》的总体目标是到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，即2025—2027年，每年新增新型储能装机约35GW。明确的装机目标和市场预期将带来大量订单，利好宁德时代、比亚迪、阳光电源等头部电池和PCS（变流器）企业；具备核心技术优势的液流电池、压缩空气储能等长时储能技术公司也将获得发展机遇。不单是国内市场需求，海外市场区域逐步多元化且增幅明显4，也为储能需求增长提供支撑。2025年9月开始，储能系统的核心部件（大容量电芯）出现供应紧张，储能系统集成商关注的首要问题已不是价格，而是交付周期。目前，主流储能电池厂商订单排产已至2026年上半年。
当前储能布局仍以电源测为主，且多为“跟网型”储能，其中独立储能和新能源配储占比相当。为保障新增储能设备运营，本次《行动方案》一方面从技术层面要求提升新型储能设备可调度适应能力，提升电化学储能性能的同时，鼓励新型储能多技术路线发展；另一方面从应用场景层面鼓励多元布局。
储能发展路径将在设备性能稳定的前提下，强化多元技术示范，加快推进“构网型”储能建设5，大力发展独立储能，推动新能源大基地电站与配建新型储能联合运行，创新绿电直连、虚拟电厂、车网互动等应用模式。此外，《行动方案》还提出推动煤电机组与储能联合运行以提升调峰能力，但也鼓励利用退役火电厂场地和送出路线规划建设新型储能，既盘活了存量资源，也强化了储能参与调峰的重要性，同时考虑新型储能投资成本6明显低于火电或抽水蓄能，煤电深调或可看作储能规模化发展前的过渡手段。
（2）机制建设保障：
为保障大量新增储能稳定且有效运行，外部市场环境势必要有相应的标准和运行机制。《行动方案》明确提出：加快完善新型储能标准体系、加强关键领域标准制修订、持续推进国际标准化工作，并鼓励新型储能全面参与电能量市场、引导新型储能参与辅助服务市场、加快新型储能价格机制建设，以及加强工作统筹、强化安全管理等后台保障工作。强化市场机制方面，储能可作为独立主体参与中长期、现货、辅助服务、容量补偿等市场；推动“按效果付费”的容量电价和“储能+新能源”溢价上网试点等，从根本上解决“谁买单”的问题，激活市场内生动力。完善标准与安全体系方面，建设覆盖规划设计、技术创新、设备制造、运行维护、应急处理、退役回收等全生命周期标准体系；明确安全责任主体，建立全生命周期监测和预警平台，也体现了国家对储能项目审慎推进的态度。
对于配置储能的电力企业或独立储能电站运营商来说，虽然配置储能增加了初始投资，但《行动方案》推动了商业模式创新，可以通过共享储能或参与辅助服务市场，促进新能源电站更好地实现并网和消纳，减少“弃风弃光”损失，赚取峰谷价差以及服务补偿等收益。以“新能源+储能”联合主体参与电能量市场，或针对工业园区、数据中心等负荷中心开展“新能源+储能+绿电直供”模式等，也推进电力企业由“单一发电”向“综合能源服务”转型。同时，《行动方案》对储能全生命周期管理和安全的强调，也将为能源管理软件平台、智能运维、消防系统等数字化与安全服务商带来新的市场机会。此外，因《行动方案》强调技术先进性和安全性，行业标准和准入门槛将随之提高；因此缺乏核心技术和规模优势的企业，将在激烈的市场竞争和严格的监管下面临被淘汰或被整合的风险。未来储能市场的竞争将不再是单纯的价格战，而是技术、安全、运维服务等综合实力的比拼，那些产品质量不过关、存在安全隐患的低价竞争者将被市场清退。
[1]https://www.ndrc.gov.cn/xwdt/tzgg/202509/t20250912_1400427.html。
[2]具备独立法人资格、独立计量、可被电网直接监控和调度，符合相关标准，可作为独立主体参与电力市场的储能项目。
[3]指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能项目。
[4]2024年之前，中国储能企业的海外订单几乎只来自于欧美；根据高工产研数据，2025年1-8月，中国储能企业在海外市场新获订单超过250个，总规模达188GWh，同比增长183%。其中，中东市场（38.75GWh）订单领跑，澳大利亚（37.88GWh）、欧洲（32.49GWh）、印度（11.25GWh）和智利（10.8GWh）紧随其后。
[5]指构建并维持输出电压和频率，以电压源特性运行，主动支撑电网的储能系统，通常包含电能存储设备、储能变流器及相关辅助设施等。其中，新疆、西藏、内蒙古、甘肃、陕西、青海、宁夏、河北、福建等多省已出台相关政策，明确部分地市新增储能项目中“构网型”储能的占比下限，或仅“构网型”储能可享受容量或调频补偿等。
[6]《行动方案》中提到全国新兴储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，即平均成本约2~2.5元/W。
