点击“蓝字” 关注我们
7月10日国家能源局印发的《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》，表面看是对储能应用场景的再次扩容，本质则是储能行业底层增长逻辑的一次重构。如果仅停留在“多场景释放需求”的表层解读，很容易错过政策真正的战略意图与产业级机会。
这份文件标志着储能正式完成第三次身份跃迁，同时埋下了多处容易被市场忽略的隐性政策信号，将直接改变未来三年的产业竞争范式。
一、三次身份跃迁：储能从“工程配件”升级为“通用降碳单元”
回顾国内储能产业的政策演进，其行业定位已经历两轮清晰升级，而本次《行动计划》正式开启了第三轮跃迁，每一轮跃迁都对应着市场空间的量级放大。
1.0阶段：新能源配套设施（2021-2023年）这一阶段储能的核心价值是“绑定新能源并网”，需求完全由风光配储比例政策驱动，属于典型的“被动配套品”。行业增长随新能源装机波动，商业模式单一，企业竞争集中在设备成本与价格。
2.0阶段：电力系统核心枢纽（2023-2025年）随着独立储能、共享储能模式落地，储能获得了独立市场主体地位，功能从“配套消纳”延伸至“电网调峰调频、跨时段资源调配”，成为新型电力系统的核心调节资源。但此时的需求仍局限于电力系统内部，增长天花板由电网调度需求决定。
3.0阶段：全领域通用降碳单元（2026年起，本次政策确立）本次《行动计划》最核心的突破，是将储能的降碳价值从电力系统延伸至能源全产业链、全用能场景。储能不再只是电力行业的基础设施，而是煤炭、油气、工业、交通、热力、算力等所有领域完成节能降碳考核的通用型工具。
这一定位变化意味着：储能的需求逻辑从“电力系统技术要求”转向“全社会双碳考核刚性要求”，买单主体从电网企业、新能源开发商，扩展到煤矿、油田、炼厂、工业园区、交通枢纽、数据中心等全品类用能主体。市场边界的突破，远大于单一场景的需求增量。
二、四大隐性政策信号：被市场低估的确定性红利
多数解读聚焦于“大力发展新型储能”等显性表述，但政策文本中多处细节暗藏更具体的产业导向，直接对应可量化的市场机会。
“100%新能源外送工程”试点：重新定义跨区配储技术标准
政策提出“论证试点开展100%新能源外送输电工程”，这一表述的分量远超常规表述。当前跨区通道的清洁能源输送比例普遍在50%以内，要实现100%纯新能源外送，仅靠常规10%/2h的配储完全无法平抑出力波动。
这意味着：跨区大基地的配储强度将显著提升，4小时以上长时储能成为刚性配置，甚至需要“电化学储能+储热+风光互补”的混合储能方案。长时储能不再是远期概念，而是伴随试点工程落地的刚性技术需求，具备系统集成能力的企业将率先拿到入场券。
煤电改造“度电降碳10%”硬指标：煤储耦合市场被严重低估
文件明确煤电实施CCUS与节能改造后，度电碳排放应降低10%左右。从技术路径看，单纯依靠机组本体升级很难稳定达标，“储热调峰+灵活性改造+CCUS”的组合方案是必选项。
当前市场普遍将煤电改造视为传统电力工程市场，忽略了其中的储能增量：储热可助力煤电机组实现深度调峰、降低低负荷阶段的煤耗，电化学储能可提升机组快速响应能力，两者均直接贡献度电碳排放下降。全国存量煤电机组的改造周期集中在2026-2028年，这是一块独立于风光配储之外、确定性极强的存量改造市场。
绿证纳入碳排放核算：储能资产新增“碳价值变现”维度
政策提出“推动绿证纳入碳排放核算体系、加快绿证国际对接”，这是储能商业模式的关键变量。此前储能项目的收益主要来自电价差与辅助服务，绿证更多是锦上添花；而一旦绿证可直接抵扣企业碳排放配额，绑定新能源的储能项目就具备了可量化、可交易的碳减排资产。
对企业而言，储能项目的IRR测算模型需要重构：除电量收益外，碳收益将成为稳定的第二增长曲线；对高耗能企业而言，自建“光储一体化”项目不仅能降本，更能直接完成碳排放考核指标，用户侧储能的付费意愿将出现阶跃式提升。
储热（冷）单列部署：长时储能的商业化突破口或在热力侧
本次文件将储热（冷）系统单独成章，与新型储能并列部署，明确支持长时储热（冷）应用。市场普遍将长时储能的关注点放在电化学路线上，但从降碳性价比与商业化成熟度看，热力储热反而可能率先跑通。
原因在于：工业供热、城市供暖的燃煤替代需求刚性强，储热的单位成本远低于电化学储能，且8小时以上长时储热技术已具备规模化条件。伴随多热源互补、智慧热网建设推进，储热赛道将独立于电化学储能跑出一批细分龙头，其市场空间与增长速度可能超出行业预期。
三、产业范式转移：竞争核心从“成本比拼”转向“综合降碳能力”
定位与需求的变化，必然带来产业竞争范式的切换。过去三年行业拼的是产能规模、电池成本、系统报价；未来三年，竞争的核心将转向“综合降碳解决方案能力”与“资产运营能力”。
第一，企业能力模型从“设备制造”向“降碳方案服务商”升级。未来煤矿、油田、工厂、数据中心采购储能，核心诉求不是“买一套电池系统”，而是“通过储能+新能源实现多少比例的降碳、满足什么考核要求”。这要求企业具备碳核算能力、多能源系统集成能力、电力市场交易能力，单纯的设备供应商将逐步沦为方案商的代工环节。
第二，储能资产的估值逻辑从“工程重资产”向“碳资产载体”切换。伴随绿证、碳交易机制的完善，储能项目不再只是一次性交付的工程，而是可长期产出碳减排量的运营资产。具备运营能力、碳资产管理能力的企业，将获得更高的估值溢价；而只做EPC、不碰运营的企业，利润空间将持续被压缩。
第三，技术路线从“单一锂电”向“多技术路线协同”演进。政策没有押注单一技术路线，而是同步支持锂电、液流、压缩空气、储热、制氢储氢等路线。未来不会出现“一家独大”的技术路线，不同场景对应最优技术方案：短时调峰用锂电、长时热力用储热、大容量长时用液流与压缩空气、矿区重卡场景用氢储耦合。技术多元化将成为常态，垂直深耕细分场景的企业比全赛道布局的企业更具竞争力。
四、深圳储能产业的差异化卡位与行动方向
结合深圳储能产业的集群优势，本地企业可在四个差异化赛道抢占先机：
数字储能与碳管理一体化：发挥深圳软件与AI产业优势，重点突破储能智能调度、数字化碳管理平台，打造“储能运行+能耗核算+碳资产管理”的一体化解决方案，匹配政策对数字化赋能的要求。
大功率充储一体系统：依托深圳充电设施产业链基础，对接“节假日利用率超40%充电桩大功率改造”的政策窗口，推出标准化的储充一体化产品，抢占交通侧储能的爆发市场。
长时储能技术示范落地：支持液流电池、先进压缩空气等长时 技术企业对接国家与地方示范项目，在零碳园区、大基地配套等场景率先落地，形成技术先发优势。
绿证与碳资产服务：依托深圳碳交易与金融服务业基础，提前布局绿证国际互认、储能碳足迹核算等服务，帮助企业对接全球绿色供应链要求，打通碳收益渠道。
点“阅读原文”了解更多
END
精彩回顾
关于我们
深圳新型储能产业协会是在深圳市发改委的指导下，由深圳市电化学储能龙头和骨干企业、一流高校和科研机构共同发起成立，自愿加入成立的学术性、联合性、专业性非营利性社会组织，专注于推动深圳市新型储能产业发展。
作为连接政府、企业、科研机构的桥梁，协会致力于围绕信息服务共享、活动平台共享、标准体系共建、技术研发共通、专家智库共享、职称体系共建六大服务领域开展工作。
联系方式
入会申请
叶女士
13751010193
入会申请
孙女士
13760287559