金吾财讯 | 9月12日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，为新型储能发展划定明确方向与目标。行动方案明确提出，到2027年全国新型储能装机规模需达到180GW以上，这一目标将带动项目直接投资约2500亿元；同时从市场参与和机制完善两方面给出具体路径，既鼓励新型储能全面参与电能量市场，推动“新能源＋储能”一体化参与交易，也有序引导其进入调频、备用等辅助服务市场，并支持各地区因地制宜探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，此外还明确要推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，加快电力中长期、现货市场建设。

从全球市场来看，新型储能需求均表现亮眼。欧洲、中东等新兴市场大储需求迎来爆发，美国在《通胀削减法案》（“大美丽法案”）支持下，今明两年的增长前景乐观；国内市场则在136号文等政策推动下，发展势头超出预期。根据《中国新型储能发展报告（2025）》的数据显示，截至2024年底，国内已投运新型储能项目总规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，占全球累计装机的40%以上。另外，据中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长陈海生发表《新型储能产业发展现状及趋势》中的数据显示，截至2025年上半年，中国新型储能累计装机规模达到101.3GW，同比增长110%，首次突破100GW，累计装机规模是“十三五”时期末的32倍。

而基于现有基础与2027年目标，若按储能充放电时长3小时计算，2025—2027年每年需完成35.4GW/106.2GWh的装机量，对此多家机构均认为目标完成难度不高。中信证券认为政策托底下，目标达成具备充分保障，实际装机规模甚至可能超出预期。交银国际表示，即使按照最保守估计2025-27年新增装机和2024年持平，2027年累计装机也将超200GW，该机构预计实际装机有望超250GW，远超该目标下限。

储能需求之所以能保持强劲增长，核心原因在于市场机制完善推动盈利逻辑发生根本性转变。过去“强制配储”政策，主要是在电力市场体系不完善、新能源削峰填谷压力较大背景下的过渡选择。尽管136号文取消了强配储能，但在限电率提高和峰谷电价差扩大的情况下，新能源主动配储仍可明显提高项目收益率，同时部分省份容量电价、容量补偿政策的推出，也提高了独立储能项目收益率。

正因如此，2025年5月新能源抢装潮结束后，储能需求并未如此前悲观预期般大幅下跌，反而继续保持强劲势头，据行业机构寻熵研究院统计，2025年8月，国内储能市场共计完成25.8GW/69.4GWh储能系统和含设备的EPC总承包招标工作，同比分别增长522%/517%。

中信证券表示，展望容量补偿机制，短期内或以自上而下的容量电价为主初步对火电、抽蓄、新型储能等可靠电源或电力系统“必需品”的装机成本进行有效回收；中长期建立电力容量市场，除上述主体外，为风电光伏等更多的电源侧主体，以及电网通道或虚拟电厂等电网、负荷侧主体提供必要的长效装机保障。该机构预期容量市场机制或在山东、山西、广东等电改进程领先的省份先行先试，后续可关注跨省跨区域容量补偿机制的建立，以及全国统一容量市场框架的构建。

而对于储能行业未来的盈利机制与增长动力，多家机构展望乐观。

东莞证券表示，推进新型储能规模化建设，有利于提高电网对清洁能源接纳、配置和调控能力。建议关注受益于新型储能发展，技术和规模领先的逆变器头部企业。

交银国际表示，根据方案，未来电能量市场、辅助服务市场、容量电价/补偿，都将成为储能盈利来源，有利于提升储能收益率，该机构预计在经济性推动下中国内地储能新增装机将快速增长。

华泰证券表示，需求方面，国内储能盈利模式逐步完善，各地出台“136号文”承接政策，储能需求逻辑逐步理顺，且欧美大储工商储装机保持较高增长，新兴市场呈现多点开花状态。价格方面，国内产业链竞争接近尾声，市场化推动中远期行业优胜劣汰，后续产业链各环节价格有望稳中有升。