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。
在此背景下，12月11日，在绿色和平支持下，中国能源研究会双碳产业合作分会、北京市朝阳区环友科学技术研究中心主办的“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。
讨论中逐渐浮现出一个清晰共识：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”。
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。
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。绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎分析，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。”
政策环境的巨变，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。
孙谦分享了一组关键数据：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。他算了一笔账：“通过电力市场赚充电价差的收益，可以说覆盖不了成本。”这直接反映了目前储能最基础的峰谷套利模式在广东面临的窘境。
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则以投资方身份，讲述了政策变动带来的冲击：受到政策的冲击，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，但现有的市场机制尚未充分识别并量化这些价值，无法为其提供多元化、可持续的回报路径。
广东悖论：“制造强省”为何难成“应用强省”？
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。
然而，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，也更容易受到海外贸易壁垒等外部风险的冲击。
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。
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