张 雷 庞贝贝 李苏秀（中国工信出版传媒集团华信研究院；北京联合大学管理学院；国网能源研究院有限公司）
摘 要：发展新型储能是我国构建新型能源体系、培育新质生产力的关键举措。在政策驱动与市场共振下，我国新型储能已迈入规模化发展新阶段，技术路线多元并进、产业生态初步形成，但仍面临经济性不足、技术安全风险突出、中小企业创新活力受限等现实瓶颈。国家引导基金作为“耐心资本”的重要载体，可通过长期资金支持、产业资源整合、商业模式探索及金融工具创新等方式，为新型储能产业破除发展梗阻。本文结合新型储能产业发展现状，分析产业面临的核心挑战，系统探讨耐心资本赋能新型储能产业发展的路径，为激活新型储能万亿市场动能、实现产业高质量发展提供参考。
关键词：新型储能；耐心资本；产业瓶颈；高质量发展
2025 年 8 月，国家发展改革委和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）》，推动新型储能规模化、市场化发展，明确至 2027 年装机规模超过 1.8 亿千瓦，产业迎来重大战略机遇。然而，当前储能产业仍面临经济性不足、技术可靠性待提升、中小企业融资难等问题，产业仍处于从示范推广向规模化爆发的关键爬坡期，亟须“耐心资本”提供长期陪伴与精准赋能。国家引导基金作为服务国家战略的“国家队”，深刻把握产业发展规律，立足自身差异化优势，通过长期资金支持、产业资源整合、商业模式探索、金融工具创新，助力破解产业发展梗阻，推动优质创新技术落地转化，激发企业创新活力，为激活新型储能万亿市场动能、实现产业高质量发展提供关键支撑。
发展新型储能是我国构建新型能源体系、培育新质生产力的关键举措。（图片由 AI 生成）
一、政策驱动与市场共振，新型储能迈入规模化发展新阶段
（一）政策体系日臻完善，规模化发展目标明确
一是政策体系方面。国家层面已构建起支撑新型储能发展的立体化政策体系。顶层设计上，“十五五”规划建议明确提出“大力发展新型储能”；市场机制方面，《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》破除了并网调度、价格机制等关键障碍；近期出台的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》更设定了到 2027 年装机规模达到 1.8 亿千瓦以上的宏伟目标，并从应用场景拓展、技术创新、标准建设等多维度进行了系统部署。这一系列“目标引领、多措并举”的政策组合拳，为新型储能产业发展注入了强大信心。
二是产业规模方面。在政策强力驱动下，我国新型储能产业迎来爆发式增长。据国家能源局数据，截至 2025 年 9 月=底，我国新型储能装机规模超 1 亿千瓦，较“十三五”末增长超 30 倍，装机规模占全球总装机比例超过 40%，已跃居世界第一。从项目分布来看，西北、华北等新能源资源富集地区成为建设重点，如山西运城垣曲县的承轩储能电站，建设规模达 200MW/400MWh，其规模彰显了我国新型储能电站集中式、大型化的发展走向；同时，华东、华南等负荷中心区域的分布式储能项目也快速增长，形成“集中式 + 分布式”协同发展的格局。
（二）技术路线多元并进，应用场景持续丰富
一是技术路线方面。新型储能技术虽呈现多元化发展态势，但锂离子电池仍占据绝对主导地位。据国家能源局统计数据，截至 2024 年底，锂离子电池储能约占已投产装机的 96.4%，牢牢占据主导地位。同时，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术加速追赶，取得显著进展。如 2024 年9 月 4 日并网运行的山西长治 110kV 鼎轮能源飞轮储能电站，填补了国内大容量飞轮储能独立调频技术工程化应用的空白，有力推动了飞轮储能技术迈向规模化商业示范应用阶段。
二是应用场景拓展方面。应用场景也从传统的“新能源 + 储能”模式，加速向电网侧独立储能、智能微电网、虚拟电厂、工商业用户侧、光储充一体化等更多元、更贴近终端市场的领域渗透，在电源侧、电网侧及负荷侧的应用场景持续拓展。如在沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地，通过“新能源+储能”模式，将弃风弃光率控制在 5% 以下，保障新能源电力稳定上网。
国家引导基金通过多元化投资策略，深度参与新型储能产业发展，为技术突破与场景拓展提供关键支撑。在技术攻坚领域，国家绿色发展基金投资江苏融科储能，支持其全钒液流电池储能系统研发，推动该技术在长时储能场景的商业化应用。国家先进制造产业投资基金布局北京海基新能源，助力其突破钠离子电池正极材料制备关键技术，降低对传统锂电材料的依赖。此外，国家中小企业发展基金精准布局了多条技术路线和多个应用场景的创新企业，为产业多元化发展注入活力，如海望资本子基金 A+ 轮投资上海碳际实业集团，支持其攻克液流电池碳毡电极等关键材料，推动在关键卡脖子材料领域打破国外垄断。
（三）产业生态初步形成，创新活力持续迸发
新型储能产业链条不断完善，实现从材料、电芯、系统集成到运维回收的全产业链条延伸。上游材料领域，正极材料、负极材料、电解液、隔膜等关键环节产能持续扩张，据国家能源局统计数据，2024 年，正极材料、负极材料、隔膜、电解液产量分别约 310 万吨、200 万吨、210 亿平方米、130万吨，同比增长均超 20% ；中游制造环节，系统集成能力不断提升，形成了“头部企业引领、中小厂商细分竞争”的格局；下游应用环节，除传统能源企业外，互联网企业、制造企业等跨界参与者不断增多，推动应用场景创新；运维回收环节，退役电池回收技术日趋成熟，部分企业已建成“梯次利用 +材料再生”一体化回收体系，实现资源循环利用。
在创新生态层面，“产学研用”协同创新机制不断深化，全国已建成新型储能相关国家重点实验室、工程研究中心超过 20 个，如中国科学院大连化学物理研究所国家级液流储能电池技术工程研究中心等，持续突破关键技术；企业与高校、科研院所共建创新平台，如北京海博思创与浙江大学共建新能源电力电子技术联合研发中心，聚焦电力电子在储能领域的技术革新与突破；行业展会、创新大赛常态化举办，如“先进储能技术创新挑战赛”等，促进技术交流与成果转化。
（图片由 AI 生成）
二、储能产业高质量发展仍面临多重挑战
（一）经济性瓶颈凸显，市场自驱力不足
当前，诸多新型储能项目的盈利能力依然高度依赖政策补偿和试点示范，尚未形成稳定、可持续的独立市场盈利模式，经济性瓶颈成为制约储能产业市场化发展的核心因素。一是“新能源 + 储能”强配模式增加了企业初始投资负担，部分地区要求新能源项目配建储能系统，且成本由新能源企业承担，降低了新能源项目的投资回报率。
二是独立储能电站收益机制不明确，虽然部分省份出台了容量电价政策，但全国范围内尚未形成统一标准，且容量电价水平普遍偏低，难以覆盖成本，收益存在较大不确定性。三是参与电力现货市场、辅助服务市场的规则仍在完善，收益存在不确定性。这种商业模式的模糊性，使得社会资本往往持观望态度，导致项目前期“融资难、融资贵”问题突出，部分中小企业甚至因资金短缺无法推进技术产业化。
（二）技术与安全挑战并存，长期可靠性承压
在技术层面，仍面临部分关键技术不成熟、性能待提升等问题。除主流锂离子电池技术外，长时储能、大容量储能等前沿技术的成熟度仍有待提升。如压缩空气储能虽具备长时储能能力，但对地质条件要求较高、建设周期长，且单机容量难以突破1000MW。同时，不同技术路线的关键核心部件仍存在“卡脖子”风险，如飞轮储能的高速轴承、液流电池的离子交换膜等部件依赖进口，存在供应链安全隐患。此外，储能系统的智能化水平不足，难以根据电网负荷、新能源出力变化实现动态优化调度，影响运行效率。
在安全层面，装机规模的快速扩大使电化学储能的安全风险、不同技术路线的长期可靠性、退役电池的回收处理等问题，面临多维度挑战。一是电化学储能安全风险突出，锂离子电池在过充、短路、高温等情况下易发生热失控，引发火灾、爆炸事故。二是不同技术路线的长期可靠性有待验证，多数新型储能技术商业化应用时间不足 5年，长期运行稳定性、寿命衰减规律等数据积累不足。三是退役电池回收处理问题凸显。早期储能项目逐步进入退役期，但目前回收体系尚不完善，回收企业数量少、技术水平参差不齐，且回收成本较高，导致部分退役电池面临“回收无门”的困境。
（三）体量短板与产业资本错配，创新活力不足
中小企业的体量短板与新型储能产业的资本属性存在显著矛盾，直接制约其创新活力释放。一方面，中小企业普遍存在“小而弱”的体量特征，多数企业以轻资产运营为主，固定资产占比少，缺乏可用于抵押的土地、厂房等重资产，且企业营收规模普遍较低，现金流稳定性差，抗风险能力弱，难以承受产业波动带来的冲击。另一方面，新型储能产业具有“重投入、长周期”的资本属性，与中小企业的体量能力形成强烈反差。在项目建设端，中小企业年营收难以覆盖新型储能项目初始投资；在技术研发端，关键技术的研发周期长、研发投入高，且需持续投入资金进行中试验证、设备迭代，中小企业的资金储备难以支撑长期研发；在投资回报端，新型储能项目投资回收期长，且收益受电价政策、市场规则影响较大，中小企业难以承受长期资金占用的成本与风险。
这种“小体量”与“重投入”的矛盾，导致产业资源更多向大企业倾斜。中小企业既难以承担项目建设与技术研发的高额投入，又无法与大企业在成本、规模上竞争，只能在细分领域寻找机会，甚至因资金短缺被迫放弃已突破的技术成果。耐心资本的缺失，使得许多优秀的创新技术可能倒在产业化的“最后一公里”，制约了整个产业的技术迭代和生态繁荣。
三、发挥耐心资本优势，精准破局
（一）聚焦核心技术突破，以长期资金陪伴创新 “长跑”
一是强化顶层技术规划与攻关。将长时储能、液流电池、钠离子电池、固态电池、安全管理系统等关键技术纳入国家重点研发计划，制定清晰技术路线图，避免技术研发碎片化与低水平重复。二是构建全周期资金保障机制。通过中小企业发展专项资金、科技创新基金等，对拥有核心知识产权的“硬科技”中小企业给予一定额度的研发补助；建设国家级新型储能中试基地，设立风险补偿基金，支持企业从技术验证向产业化落地过渡，降低中试阶段的资金压力。三是搭建技术验证与推广平台。联合行业龙头、高校与科研院所组建创新联盟，建立统一的技术检测认证体系，为不同技术路线产品提供权威验证。
（二）构建产业协同生态，以资源整合打通“产学研用”
一是推动产业链上下游协同联动。实施“强链补链”专项行动，引导能源集团、电网公司向中小企业开放应用场景；支持产业链龙头企业与中小企业在技术、产品、市场等方面深度合作，推动形成协同创新、共享资源、共赢市场的产业生态。二是深化产学研融合与成果转化。建立科技成果转化 “绿色通道”，鼓励科研院所通过技术入股、授权许可等方式向中小企业转移科技成果，加速科研成果落地。三是完善标准与检测体系。加快制定新型储能系统设计、接入电网、安全防护、性能评估及退役回收等重点标准，推动标准体系全覆盖。加强国家级检测认证能力建设，建立全生命周期质量监测和追溯机制。
（三）探索创新商业模式，以示范引领激活市场内生动力
一是完善市场化收益机制。加快电力市场化改革，统一独立储能电站容量电价标准并提高收益水平；将虚拟电厂、用户侧储能纳入辅助服务市场，探索“储能 + 绿电交易+ 碳交易”模式，拓展项目收益渠道。二是开展标杆示范项目建设。在新能源基地、负荷中心、工业园区布局独立储能电站、虚拟电厂、光储充一体化等示范项目，探索用户侧储能聚合、共享储能等创新模式，总结可复制经验并向全国推广，为产业提供模式参考。三是提升安全监管与应急能力。严格落实企业安全主体责任和部门监管责任，建立健全安全风险评估和预警机制。推动建立退役电池回收利用体系，支持“梯次利用 + 再生利用”商业模式创新，构建绿色低碳循环发展生态。
（四）联动多元金融资源，以工具创新撬动“金融活水”
一是创新信贷支持方式。指导金融机构开发储能专项信贷产品，放宽抵押物要求，推广知识产权、股权、订单质押等融资模式；引导政策性银行加大中长期贷款投放，匹配储能项目长周期资金需求。二是拓宽直接融资渠道。支持符合条件的储能企业在科创板、北交所上市，为“专精特新”企业开通审核绿色通道；对投资早期中小企业的私募股权基金，给予税收优惠与风险补偿，激发股权融资活力。三是完善金融配套服务。引入融资租赁公司，为储能项目提供 3~8 年灵活期限的设备租赁服务，缓解初始投资压力；建立行业信用评价体系，将企业信用与融资额度、利率挂钩，引导企业规范经营，提升整体融资能力。
（张雷系中国工信出版传媒集团华信研究院助理研究员；庞贝贝系北京联合大学管理学院讲师，为本文通讯作者；李苏秀系国网能源研究院有限公司高级工程师）