编者按：由21世纪经济报道能源策工作室推出的《能源之声》栏目，旨在立足当前我国能源产业发展新形势，围绕政策分析、地方观察、产业研究等方面，通过外部专家约稿形式给予深刻的见解。第一阶段，《能源之声》栏目将围绕广东省新型储能产业发展情况，由21世纪经济报道能源策工作室联合中国能源研究会双碳产业合作分会等机构共同邀约，相继推出五篇来自业内专家的文章，为广东省新型储能产业的高质量发展建言献策。本文为第一篇。
《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》提出，加快建设新型能源体系。其中，大力发展新型储能被视作一项重要工作。
当前，国家战略明确以构建内需为主导的经济发展格局为重点，推动“国际国内双循环”并强化“内循环”的基础作用，以此实现高质量发展。新型储能作为支撑新能源发展的关键技术，既是促进大规模新能源开发消纳的重要支撑，也是实现电力系统安全稳定运行的重要保障，对中国经济社会实现全面绿色转型具有战略意义。
然而，新型储能产业仍面临“内卷式”恶性竞争、盈利模式不清晰等问题，亟需通过扩大市场有效需求、优化国内价值链布局与深化供需匹配等举措，化解制造端产能压力，激发产业体系的内生增长动力。广东省作为全国最早布局新型储能产业的省份之一，具备较完整的产业链体系，近年来在政产学研协作下发展成效显著。但同时，产业扩张与市场应用之间的矛盾日益突出，供给增长快于市场吸收能力。未来应把握产业转型升级窗口期，加快储能电站规模化应用，精准衔接制造端与需求端，进一步巩固广东在全国新型储能产业链中的引领优势，为全国储能高质量、可持续发展提供可复制、可推广的经验。
一、当前广东省新型储能产业面临供需失衡
广东省持续发力支持新型储能产业发展，“十四五”期间推动产业规模实现跨越式增长，但受限于市场波动和国内大幅扩产等因素影响，产业供给端压力不断加剧。从产业规模看，2024年广东全省新型储能产业营业收入约4000亿元，同年本地新型储能装机规模增长114%，扩张态势强劲。与之形成鲜明反差的是，已并网项目的实际等效利用小时下滑8.68%，表明供给扩张与市场化应用之间出现了明显错配，成为制约广东省新型储能产业高质量发展的核心矛盾。
（一）广东新型储能产业抓住机遇实现快速增长
广东省新型储能产业由消费电子配套电池起步，逐步延伸至动力电池和储能电池，形成较为完备的产业链。锂电池出口同步提速，已由2024年的全国第二跃升为2025年的第一；今年1-10月出口额达164.8亿美元，占全国的26.4%[1]。广东作为制造业大省和用电大省，拥有完备的原材料供应、零部件配套与研发能力，能迅速为储能产业提供所需的配套资源与技术支持，且本地用电规模为储能提供了重要的市场基础。当前，省内产业链已覆盖储能电池材料制备、电芯和电池封装、储能变流器、系统集成及电池回收利用等环节，形成若干具有国际影响力的产业集群，为区域产业规模和创新能力提供了重要支撑。
在政策层面，广东省持续强化制度供给，“十四五”期间先后出台了《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》《关于加快推动新型储能产品高质量发展的若干措施》等，为企业研发、项目示范及市场化推广提供了制度性保障，从而在全球需求增长的大背景下推动了广东储能产业的加速扩张和龙头集聚。目前，广东省已拥有一批具有全球影响力的企业。亿纬锂能、比亚迪、鹏辉能源电芯出货量分别位居全球第二、五、十位，广州天赐材料、深圳新宙邦出货量居全国前三，深圳德方纳米磷酸铁锂正极材料出货量居全国第二，深圳贝特瑞负极材料出货量连续14年全球第一。2024年，全省新型储能产业营业收入约4000亿元[2]，产业规模与技术实力稳居全国前列。
（二）本地应用端吸收能力略显不足，供需错配突出
尽管广东省新型储能制造能力与出口规模持续提升，但省内消纳能力并未得到同步加强，出现了“产能-并网-实际利用率”三环节的脱节。据不完全统计，国内现存锂电池相关企业1.74万家，华南地区占比40.61%，而广东在华南地区位列首位，产业集聚效应明显。相较而言，在应用端，广东2024年新型储能装机规模仅为3.52GW，居全国第九，占全国总量的4.77%。从新增装机规模看，广东省去年以1.60GW位列各省市区第八名，落后于江苏（5.86GW）、新疆（3.84GW）、浙江（3.52GW）、内蒙古（3.05GW）等地[3]。
截至2025年3月底，电网公司公开数据显示，广东已批复接入系统方案总规模合计7.85GW/15.63GWh，但实际并网仅约1.19GW/2.39GWh[4]，“申报热、建设冷”的问题突出。另一方面，已批复项目的年均等效利用小时从2023年的1429小时下滑至2024年的1305小时，降幅约8.68%[5]，反映出项目运行的市场化收益未达预期，进而影响投资回报与项目后续扩容动力。总体看，广东本地市场的吸纳能力不足是当前制约储能装机平稳增长的关键瓶颈。
（三）外部贸易摩擦与企业海外扩产压力加剧供给端压力
外需曾长期是国内产能消化的重要渠道，为储能及相关产业规模化发展提供了关键外部动力。但近年来，欧美地区对电池与储能产品的合规要求提高、贸易保护政策趋严，使得对外出口的不确定性上升，外需市场面临挑战。欧盟碳边境调节机制（CBAM）与《欧盟电池和废电池法规》等政策措施对出口合规构成更高门槛，2024年中国对欧锂离子电池出口金额同比下降约10.5%，反映出外需市场面临的增长压力。为应对贸易壁垒，部分头部企业加速在海外建厂（如马来西亚、印尼、匈牙利等地），这在短期内可以维持企业的订单与交付能力，但长期将重塑全球产业链格局，可能逐步削弱广东本土工厂的外销比重。海外建厂初期仍依赖广东总部的技术与配套，但随着海外配套逐渐完善，本地产能面临的外需回流风险将不断加大，若省内应用不能快速吸收新增产能，供需矛盾将进一步加剧。
二、从规模到价值：广东省新型储能产业链条需形成有效闭环
广东省新型储能政策布局早、力度强，积极推动龙头企业发展和产业集群建设，已成为全国重要的新型储能制造业大省，省内新型储能市场吸收不足，形成了“制造强、应用弱”的供需矛盾。这一核心矛盾既有市场机制层面的制约，也与区域电源结构和应用场景尚未落地密切相关，急需通过完善市场规则、优化区域布局与加速场景示范来打通制造到应用的闭环。
（一）新型储能市场机制仍需进一步完善
在国家与省级政策加速调整下，配资炒股广东新型储能电站商业盈利机制正逐步完善，但仍面临收益不稳、机制不畅等现实挑战。广东虽在全国率先推动电力市场改革，建立了电能量、辅助服务及需求响应交易体系，但储能参与市场的准入规则、价格机制和成本回收途径仍不完善。2024年，广东仅有6家独立储能电站进入电力市场，收益主要依赖调频容量补偿，模式相对单一。例如，梅州宝湖储能电站作为全国首例“报量报价”入市的独立储能电站，自2023年10月参与广东电力现货市场交易以来，收益仍以容量租赁费为主。
“136号文”明确取消强制配储后，原有租赁型需求明显收缩，储能行业正处于从“政策驱动”转向“市场驱动”模式的阵痛期。尽管政策鼓励独立储能通过“容量补偿+电能量交易+辅助服务”多元模式盈利，但现行机制对储能的容量价值、灵活性和环境属性的货币化价值仍体现不足，导致社会收益与投资回报未能充分匹配。广东部分地区虽已试行容量补偿（如独立储能电站可获得100元/千瓦的年度补偿），但补偿标准、资金来源、覆盖范围缺乏统一要求且市场化程度不高，难以为大规模、长期运行的储能电站提供可靠的基础性收入保障。
（二）区域经济和电源结构制约市场需求
广东省内电源结构中传统调节资源占比较高，煤电、气电与抽水蓄能在短期与中长期的调峰、电力保供方面发挥重要作用，这在一定程度上挤压了新型储能的应用空间，尤其在电力现货市场未成熟背景下，其实际调用率不高。
与此同时，广东内部区域发展与电网条件存在显著差异，导致储能需求与供给能力在空间上错配。珠三角地区（如广州、深圳、佛山、东莞等）用电负荷集中、市场化程度高且峰谷价差显著，但土地与并网资源受限，难以大规模布局集中式储能。同时，局部电网断面存在过载风险，支撑性电源不足可能引发供电紧张，这既凸显了对分布式储能的迫切需求，也对其灵活接入和高效运行提出了更高要求。相比之下，粤东西北地区（如清远、河源、阳江、湛江等）新能源资源丰富、土地资源相对宽裕，但电网送出能力与本地市场化需求不足，导致大量项目处于规划申报状态而难以落地。节点电价与现货市场的区域差异放大了这种空间错配，使得省内制造产能难以通过内部市场有效消化。
（三）应用场景尚未充分落地
应用场景的不足与单一化是制约广东储能产业从“规模扩张”向“价值提升”的关键瓶颈。目前省内储能的主流应用仍以电网侧调峰和电源侧配套为主，用户侧尤其是工商业储能多样化场景尚未形成体系性规模。场景开发后滞导致市场无法为制造端提供持续、稳定的消纳渠道，也进一步加剧了同质化竞争和市场饱和风险。根据广东电网数据，广东调频市场总规模需求空间约为1-1.5GW，系统调频资源相对充足；新型储能近期调峰需求约5GW，2030年可达8-10GW[6]。但随着独立储能并网规模不断增加，调峰类需求将趋于饱和，而峰谷套利、容量备用、电压支持、黑启动等高附加值应用场景尚未得到充分挖掘。
在用户侧，广东省2024年规模以上工业营收为194052.1亿元，排名全国第一，拥有广阔的储能应用潜力，但推广不及预期。一方面，系统集成与优化能力不足，制约了储能与可再生能源发电、智能电网及柔性负荷的深度协同；另一方面，虚拟电厂等聚合商业模式仍处于试点阶段，尚未形成可复制、可盈利的推广机制。这些因素共同导致储能应用层面的创新不足，难以支撑广东储能产业由“政策驱动”向“市场驱动”的转型升级。
三、措施建议
广东省作为全国新型储能产业发展的领头羊和主力军，在“十五五”时期，应将国家“扩内需、强循环”的战略导向与自身产业特色、能源需求紧密结合，着力解决制造端与本地消纳端的错配问题。破解这一矛盾的关键在于以应用场景的规模化、多元化突破为牵引，深化市场机制改革以稳固长期收益预期，强化技术创新与安全标准以提升供给质量，并通过精准施策促进区域协同，将强大的制造优势转化为扎实的内需市场和可持续的产业竞争力，从而为全国新型储能产业高质量发展探索出可复制、可推广的“广东路径”。
（一）深化市场机制改革，构建可持续的商业模式与发展动力
健全储能参与电力市场的长效机制。在现有辅助服务市场基础上，加快扩大储能参与电能量现货市场的范围和深度，明确其作为独立市场主体的身份和交易规则。积极推动爬坡、备用、惯量支撑等新型辅助服务品种的市场化交易，使储能的多维价值得到充分市场化体现。针对国家“136号文”对容量租赁市场的影响，需研究制定过渡期政策和平稳接续机制，探索通过“容量电价+电量电价+辅助服务补偿”的多元复合收益模式，稳定投资者预期。
完善成本疏导与价格形成机制。遵循“谁受益、谁承担”原则，建立清晰透明的储能成本疏导机制。对于为电网提供公共服务的储能设施，其成本应通过输配电价或系统备用费等方式向全体用户合理分摊。同时，继续深化输配电价改革，优化峰谷电价时段划分并拉大峰谷价差，为用户侧储能创造更大的套利空间。鼓励开展差异化电价试点，如在电网阻塞严重的区域实施更高的尖峰电价，精准引导储能投资布局。
强化广东特色机制创新。充分利用广东电力现货市场建设先行优势，探索建立适应储能灵活特性的中长期差价合约、现货市场限价等风险对冲机制。支持在珠三角负荷中心开展分布式储能聚合参与市场的示范，明确其准入标准、调度模式和收益分配机制。
（二）强化技术创新与标准建设，提升供给质量、安全性与经济性
聚焦关键核心技术攻关。依托国家新型储能创新中心等平台，集中力量攻关超长寿命、本质安全、全气候适应性的储能锂电池技术，突破固态电池、钠离子电池等下一代技术。在系统层面，重点研发高性能储能变流器、智慧能量管理系统、高效热管理技术以及全过程安全管理技术，提升系统集成转换效率和可靠性。
降低全生命周期成本。通过技术创新和规模化效应，持续降低储能电池、系统集成等关键环节的成本。推广智能运维和状态评估技术，延长储能系统使用寿命，摊薄年均成本。探索电池残值评估和梯次利用商业模式，挖掘储能电站资产的潜在价值。
构建高标准安全监管体系。加快制定覆盖储能项目规划选址、设计选型、施工验收、并网调度、运维管理、退役回收全生命周期的安全技术标准、认证体系和监管规范。探索要求大型储能电站配备火灾自动报警、灭火系统并接入统一监管平台，筑牢安全底线。
（三）大力拓展多元化应用场景，以需求牵引释放内需潜力
促进区域协同布局。加强省级统筹规划，引导形成差异化发展格局。珠三角核心区重点发展技术密集、占地少的用户侧储能和支撑局部电网的分布式储能；粤东西北地区则结合大型新能源基地、电网薄弱环节，有序发展电网侧独立储能和新能源配套储能。通过优化电网规划和市场信号，促进储能资源在全省范围内的优化配置和高效利用。
全面激活用户侧储能市场。探索在工业园区、数据中心、5G基站、商业楼宇、交通枢纽等用电量大、负荷集中的区域，推广“光伏+储能”、动态增容、需求侧响应等模式。简化用户侧储能项目备案、并网流程，研究提供融资租赁、能源托管等金融支持。针对广东庞大的制造业基础，鼓励企业利用储能降低用电成本、提升供电可靠性。
探索新兴跨界融合场景。积极发展电动汽车V2G技术，将庞大的电动汽车保有量变为移动的分布式储能资源。推广社区智慧能源、光储充一体化充电站、微电网等新模式。在粤东西北地区，结合乡村振兴战略，探索“新能源+储能”在农业排灌、乡村文旅等领域的应用。
广东省新型储能产业正处在从规模扩张向质量效益提升的关键转型期。破解供需失衡矛盾，非一日之功，需要政府、企业、科研机构协同发力，把“扩内需”作为广东破解储能供需失衡的切入点和落脚点，既顺应国家“国际国内双循环”战略，也为广东把制造优势转化为可持续市场优势提供现实路径。通过短期以内需示范撬动市场、中期以制度保障收益并吸引长期资本、长期以区域协同与制造向服务端延伸夯实内需基础，广东能够在减少对外部市场波动依赖的同时，为全国储能产业提供可复制的“内循环”样板，推动产业从规模扩张向价值创造的深度转型。
文章为作者独立观点，不代表鼎峰优配观点
