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。本文为第二篇。

　　广东省新型储能在制造端扩张迅速，但在本地化装机与消纳方面未能同步推进，呈现出显著的“高产能、低利用”的现象。省内已构建了全国领先的“1+N+N”新型储能政策体系，政策重心也正从产业培育逐步转向电力市场机制建设，旨在推动储能与电力系统深度融合。然而，产业政策侧重产能和规模投资的“推进”，而电力政策侧重运行效用与市场化收益的“拉动”，两者在目标、节奏和关注指标上缺乏协同，导致市场信号弱、收益不确定、区域供需配置效率低，进而影响已并网项目的利用小时数和收益水平，以及社会资本再投资的积极性。为破解此困境，实现广东新型储能产业高质量发展，广东需强化政策协同与绩效导向，真正激活本地消纳需求，推动储能从高速扩张向高质量发展转变。

　　一、广东省新型储能政策演进及重点分析

　　广东省将新型储能产业作为经济发展新动能。自2023年出台《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》[1]（以下简称《指导意见》）以来，省级各部门和地市陆续发布相关文件，构建起“1+N+N”新型储能产业政策体系，推动政策从初期的“催化式”支持逐步过渡到以市场为导向的制度安排。

　　（一）从政策驱动到系统融入：广东新型储能发展“三部曲”

　　广东的储能政策大体经历了三个阶段。2022到2023年初为早期培育阶段，重点是“立根基”。依托《广东省能源发展“十四五”规划》[2]，政策重心集中在产业基础培育，这一阶段主要通过科技专项和示范工程支持关键技术攻关。

　　到2023年，《指导意见》的出台标志着广东新型储能发展进入第二阶段“拼规模”，其目标是将新型储能产业打造成为“制造业当家”的战略性支柱产业，在其引导下，形成了完整的“1+N+N”政策体系。广东省提出建立储能产业集聚区、强化提供用地保障、设立产业基金等组合政策，地方政府竞相布局储能产业，推动产能飙升的同时，也埋下了“产能过快增长、场景应用不足”的隐忧。

　　2024年前后政策重点明显转向，进入第三阶段“提质量”。广东省发改委、能源局等发布的一系列新规开始重点关注储能与电力系统的深度融合，例如通过建立基于性能的补贴机制、完善市场参与规则、强化标准体系建设等，推动储能发展从“被扶持”走向“能自立”。换句话说，广东正试图让储能真正“嵌入”电力系统，推动产业发展从“量”的扩张转向“质”的提升。

　　（二）产业逻辑的升级：从“强制造”到“造生态”

　　长期以来，依照清晰的产业发展逻辑，广东省推动广州、深圳、惠州、东莞、肇庆、江门、珠海、中山等地建立了储能电池产业集聚区，并在佛山、韶关、梅州等地建立电池材料、系统集成、回收利用等特色集聚区，逐步形成布局合理、链条完整的储能制造体系。然而，随着制造“引擎”加速运转，产业下游的短板愈发明显：储能产品的市场化应用场景尚未充分打开，需求端增长未能与制造端形成良性互动。

　　为弥补这一短板，省工信厅等部门于2023年底联合发布《广东省用户侧新型储能先进产品推广应用工作方案》[3]，明确以多元化应用场景带动市场发展，重点推动低碳工业园区、零碳工厂、零碳社区、数据中心、5G 通信基站、光储充电站等多元化场景配置新型储能，以拓展需求端空间。同时，省发改委发布了《广东省新型储能重大应用场景机会清单》[4]，并组织供需对接与路演活动，省科技厅也通过组织申报广东省重点领域研发计划“新型储能与新能源”旗舰专项，为技术创新和场景落地提供科研支撑。这些举措表明，广东正推动新型储能产业发展逻辑由“单一制造”向“制造-场景-运营”闭环转型，努力将政策驱动的规模扩张转化为由市场和服务支撑的持续发展动力。

　　在转型过程中，“按需建设、合理布局”这一原则尤为关键。无论是独立储能还是配套储能，其装机规模与选址应以电网的实际调节需求和系统运行约束为决策依据，而非主要受产业布局、用地便利或一次性补贴驱动。地方文件与项目审批实践应充分体现《指导意见》中关于合理布局、按需建设的要求，以确保储能项目既满足调峰、调频、备用容量和局部新能源消纳等实际需求，又避免资源错配等问题。

　　综上，广东新型储能产业正由“制造业的自我强化”向以真实电网价值和运营能力为核心的生态化发展方向演进，关键在于把制造优势与实际需求有机衔接，形成产、销、用协同发力的高质量发展模式。

　　（三）从市场规则到安全底线：政策落地的“最后一公里”

　　随着广东新型储能进入“提质量”阶段，产业发展的核心命题已从“扩大规模”转向“验证价值”。要实现政策与市场逻辑的统一，关键在于通过可量化的系统收益、性能表现来证明储能的真实价值。换言之，政策逻辑正从“以规模促规则”转向“以价值换规则”，让制度创新建立在可验证的性能与经济性证据之上。只有在示范项目能够验证这些功能性价值并实现成本可控的情况下，才能为容量回收、电价回收等长效市场机制的建立提供充分依据。

　　这一逻辑转向，也意味着广东的储能政策正在从“规划驱动”迈向“市场驱动”。政策的重心不再是“建多少、布多广”，而是“如何让储能在市场中实现自我造血”。制度供给与市场实践需要形成良性互动，让规则设计真正服务于价值实现。

　　在这一背景下，广东在电力市场改革方面的探索，为新型储能应用打开了更大的制度空间。《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》明确了储能在源、网、荷各侧参与电力市场的方式、准入条件等规定[5]，《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》进一步细化了独立储能主体参与中长期和现货市场的交易结算等规则[6]。广东电力交易中心发布《广东电力市场配套实施细则（2025年修订）》明确将抽水蓄能、独立储能、虚拟电厂（含储能）纳入新型市场主体，《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实施方案》也为储能项目参与市场交易的方式和价格结算提供了政策依据[7]。随着这些政策体系的完善，广东正逐步形成“中长期合约保障稳定收益、现货市场捕捉价差套利、辅助服务市场获取额外回报”的多元收益模式，使储能资产的商业化运营更加可行。广东的探索表明，储能唯有在市场机制中找到自身定位，才能真正实现从“政策性配置”向“市场化运营”的跨越。

　　与此同时，广东也在不断夯实新型储能发展的“安全底线”。《关于加强新型储能电站规范管理的通知》从规划布局、建设施工、并网运行、安全管理到退役回收，构建起储能电站全生命周期的规范管理体系[8]；《电化学储能电站安全管控技术规范》等系列文件，不仅提升了储能系统的交互操作性和安全性，也为广东储能产业规模化发展奠定了坚实基础。

　　二、广东省产业政策与电力政策的协同性有待提升

　　广东省在全国率先布局储能产业，其政策密度、产业规模和项目数量均居前列。然而随着产能的迅速扩张，产业政策“强推”与电力政策“弱拉”之间的错位问题逐渐显现。总体来看，当前“推-拉”错位主要体现在目标设定、推进节奏与关注指标等方面，并通过多重机制放大了“高产能、低消纳”的矛盾。此外，区域布局与市场联通不足、财政与金融工具脱节等问题相互叠加，进一步加剧了政策间的结构性矛盾，不利于新型储能产业的高质量发展。

　　（一）从目标设定看，二者存在规模导向和价值导向的“不协调”

　　广东省新型储能产业政策体现出鲜明的“推动型”特征，强调通过建设完整产业链和打造万亿级产业集群来带动经济增长。《指导意见》在发展目标中明确提出“到2025年，全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，装机规模达到300万千瓦；到2027年，全省新型储能产业营业收入达到1万亿元，装机规模达到400万千瓦”的量化目标。这一以规模扩张为核心的政策导向，虽然有力推动了生产规模和装机容量的快速增长，但却相对忽视了储能系统在电力运行中的实际价值创造。

　　与此形成对比的是，电力政策更偏向“价值导向”，强调从系统运行与安全角度出发认识储能的作用。在电力系统层面，储能被视为提升系统灵活性与安全性的关键手段，其核心使命是解决新能源消纳、调峰调频、备用容量等具体问题，以支撑系统稳定运行。这种导向关注的是储能的系统价值与经济性，而非单纯的装机规模。然而，当“推动型”产业政策以规模为先、以数量为重时，两者之间的矛盾便难以避免。

　　实际上，新型储能产业要实现政策与市场逻辑的统一，关键在于证明价值、找准定位，即量化系统收益及性能表现。只有在“价值”被清晰界定并验证之后，才有充分依据推动电力侧规则的相应演进。换言之，政策诉求的逻辑应从“以规模促规则”转向“以价值换规则”让制度创新建立在可量化的性能与经济性证据上。

　　在现阶段，部分储能项目的布局仍更多取决于地方政策激励、土地资源或新能源配套要求，而非电网调节需求本身。这种空间上的“错配”导致储能装机数量虽多，却未能在消纳新能源和服务电网方面充分发挥作用，出现了“有规模、无价值”的情况。

　　（二）从推进节奏看，二者存在政策供给与市场需求的“不一致”

　　从推进节奏来看，广东新型储能产业与电力政策之间存在供给与需求错配。这种错配既体现在政策出台的先后顺序上，也体现在政策发力的时间和节奏上。

　　在产业端，广东各类产业扶持政策通过土地优惠、税收减免、一次性补贴等激励方式，在短期内迅速激活了制造环节的发展动能。2023年，全省新型储能在建项目100个、总投资2290亿元，成为全国储能电池产业配套最完整的地区之一。这一阶段的政策供给，主要集中在制造端和建设环节，形成了强劲的生产扩张势头。

　　相比之下，电力市场改革、价格机制建设则进展相对缓慢。作为“拉动”型政策的核心，电力市场规则设计、价格机制完善、交易体系建设都需要更长的酝酿周期和协调过程，导致储能项目投运后缺乏稳定的市场化收益环境。尽管国家发改委、国家能源局早在2022年5月出台了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确独立储能电站向电网送电的相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，但仅依靠广东电力现货市场尚不足以支撑储能形成合理盈利模式。

　　根据《2024广东电力市场年度报告》，2024年广东电力现货市场中，参与调频和电能量市场的独立储能电站充放电电量分别为5.0亿千瓦时和4.4亿千瓦时，合计结算电费为-2138.5万元，综合价差为-0.0486元/千瓦时[9]。而从2024年2小时储能系统现货充放电价差看，广东仅为0.212元/千瓦时，明显低于内蒙古西部（0.465元/千瓦时）和山东（0.351元/千瓦时）[10]。截至2024年底，全省仅有6家独立储能电站参与现货及南方区域调频市场，最大充放电功率为70万千瓦。有限的价差空间和市场容量直接压缩了储能收益预期，也削弱了项目业主方及金融机构的投资信心。

　　这种政策与市场的节奏错位，使广东储能产业出现“产能先行、市场滞后”的结构性困境。制造端产能充裕，但需求端尚未建立有效的收益机制，形成了“有项目、无回报”、“有投资、缺市场”的局面。这不仅限制了储能企业的运营积极性，也削弱了政策红利的持续转化能力。归根结底，这种节奏错配反映出产业发展与市场培育之间的“时间差”问题，即产业政策推进明显快于电力市场规则的成熟程度，导致“建成”与“盈利”之间存在较长的价值兑现周期。

　　（三）从关注指标看，二者存在硬件指标与运行指标的逻辑差异

　　广东新型储能产业主管部门普遍关注的是储能产能、投资额度等硬件指标，这些指标直观、易于量化考核，能够在短期内反映政策成效；而电力运行部门则更重视储能在电力系统运行中的实际贡献。两类指标体系在导向与考核逻辑上存在差异，导致产业与电力政策在目标和评价上难以形成合力。

　　这种差异在实践中表现为，产业政策推动的项目往往强调建设速度和规模扩张，而电力系统所需的运行效率和系统价值则被相对忽视。部分储能项目因此出现“重建设、轻运营”的倾向，而性能不足或运营数据不佳的项目又难以在电力市场中获得持续收益。这种错位削弱了储能装机对电网的实际支撑作用，也使广东储能产能的增长难以有效转化为电力系统实际调节能力的提升。

　　进一步来看，上述错位带来的直接后果已经开始在多方面显现。制造端看，利润率的持续承压与产能释放压力加剧，低端同质化竞争风险上升；应用端看，部分已建储能电站因收益不确定或并网滞后而出现资产闲置或延迟运营。在财政金融层面，缺乏稳定收益机制使金融机构的风险评估日趋谨慎，信贷支持意愿下降；若长期依赖财政补贴而不推进市场化替代机制，不仅可能加重地方财政负担，还会在补贴退坡时会暴露出大量缺乏自我造血能力的项目，最终导致产业发展动能的断裂。区域层面上，若能量与容量在省内不同地区间无法实现高效配置，珠三角的用电高峰与粤东西北的新能源富集之间的矛盾将进一步加剧，从而制约全省能源系统的协同优化与绿色转型目标的实现。

　　从更深层看，这种指标割裂反映了广东储能产业发展逻辑的阶段性特征，当前以“装机规模”和“产值增长”为代表的产出性指标仍占主导，而与电力系统运行密切相关的功能性和绩效性指标尚未成为核心衡量标准。随着项目运营周期延长、运行数据逐步积累，储能装机规模、系统功能与经济绩效之间的关联性将愈发凸显。

　　三、措施建议

　　广东新型储能发展面临的“高投产、低消纳”困境，本质上是产业政策“推动”与电力政策“拉动”之间错配的结果。这既反映了传统政策制定中的部门分割局限，也揭示了新型储能作为交叉领域所面临的特殊挑战。破解这一困境，需要构建更加系统、协同的政策框架，将“推”与“拉”有机结合，形成促进新型储能高质量发展的良性循环。

　　总体上，未来广东新型储能的发展总体须遵循“价值先行、按需建设、以绩效换规则”。首先通过示范项目和第三方绩效验证，量化储能在电力系统中的实际附加价值并确认成本可控；在此基础上，按需推进价格、容量及其他市场配套机制；最终将成熟机制制度化，实现一次性建设性补贴的逐步退出，并确保产业向市场化、可持续方向发展。

　　（一）建立基于电力系统实际价值的储能规划与评价体系

　　以全省电网调节需求为基础，科学规划储能电站的布局，明确不同区域在调峰、调频、备用和黑启动等方面的实际功能需求，以功能定位引导规模布局。在产业激励中，应将储能项目的实际运行效能纳入考核，例如等效利用小时数、新能源消纳贡献率以及辅助服务的提供价值等，将这些运行指标与现有的产业政策优惠适度挂钩，从而引导投资从“重建设”向“重运营”转变。同时，应在珠三角负荷中心、粤西新能源基地等典型区域建设一批示范工程，通过可量化的功能和经济性验证，为全省储能科学布局和市场化运营提供经验模板。

　　（二）健全储能政策协同与市场动态响应机制

　　以全省电力市场的实际需求为导向，合理规划储能产业发展的规模、结构和时序，同时审慎使用土地、税收和一次性补贴等激励工具。在市场收益机制方面，应扩大价差激励，优化、完善分时及容量电价机制，对尖峰时段放电给予额外补偿，并推动虚拟电厂聚合分布式储能资源参与需求响应，通过规模化运营降低单项目的市场风险。此外，应鼓励共享储能、储能租赁等新型商业模式发展，使储能从单纯“卖电”转向“卖服务”，拓宽收益来源，提高产业整体运营效率。

　　（三）构建全生命周期指标融通与数据共享机制

　　建立统一的储能项目信息管理平台，整合项目备案、电网接入、调度运行、市场交易等数据，实现跨部门的数据联通，为协同管理和决策提供基础支撑。同时，应推动储能设备制造标准与电网并网及调度要求深度对接，引导设备制造商不仅关注产能和成本，也关注需求方的实际运行指标。绿色金融评价体系也应得到完善，鼓励开发与项目运营绩效挂钩的金融产品，将资金引导至运行效率高、实际价值贡献大的优质项目。

　　广东新型储能的“高产能、低利用”困境，折射出产业政策与电力政策“推-拉”失衡的深层次问题。破解这一结构性矛盾，关键在于以系统性思维重塑政策协同机制，让“推动制造”与“拉动应用”形成有机合力。通过以价值导向优化储能规划与考核体系、以市场机制创新拓宽收益空间、以数据与标准联通夯实基础支撑，广东有希望实现从“产量大”到“建得多”、进一步实现“用得好”的战略跃升。

　　作为全国储能产业链最完整、市场化改革最高的省份之一，广东完全具备率先形成产业、市场、应用三位一体发展格局的条件。若能在协同治理与机制创新上进一步破题，不仅可为本地产业高质量发展打开新空间，也将为全国储能产业提供可复制、可推广的“广东经验”。