据能源圈了解到，工业和信息化部日前就《新型储能制造业高质量发展行动方案》（以下简称《行动方案》）公开向社会征求意见。《行动方案》提出，到2027年，新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3—5家，同时《行动方案》强调，要推动新型储能制造业更好满足电力、工业、能源、交通、建筑、通信、农业等多领域应用需求。作为我国实现“双碳”的重要载体，并且也是我国能源动力升级的核心引擎，储能尤其是新型储能所获得的政策支持力度不断加码，未来储能市场的扩容与升级脚步势必进一步加快。

在国务院关于印发的《2030年前碳达峰行动方案》中，重点强调要实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动、工业领域碳达峰行动、城乡建设碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动、循环经济助力降碳行动、绿色低碳科技创新行动、碳汇能力巩固提升行动、绿色低碳全民行动、各地区梯次有序碳达峰行动等“碳达峰十大行动”。在此基础上，提出了储能的清晰目标，即到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上， 进而又提出要加快建设新型电力系统，包括构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置，大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节等主要措施。

以国务院碳达峰行动方案为指导，国家发改委、能源局联合印发了《关于加快新型储能发展的指导意见》，强调新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥着显著作用，并再次提出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

储能主要区分为传统储能与新型储能，前者主要是指抽水储能，后者则包括电化学储能以及压缩空气储能等。抽水储能是运用机械泵力设备将水从低处抽到高处，需要时进行水力发电；而电化学储能是借助大功率与高性能电池正负极进行储电与放电，压缩空气储能则主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，再用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。

就国内情况看，抽水蓄能是目前最主要的储能方式，且无论是技术积累还是商业模式都较为成熟，但抽水储能受到地理位势空间的严格限制，不仅启动速度慢，建设周期长，而且资源禀赋有限与成本较高。相比之下，电化学储能基本不受外部条件干扰，响应速度快，建设项目灵活，而更重要的是，作为目前布局最广泛的电化学储能品种，锂电储能不仅工艺成熟，而且成本降低的边际趋势越来越显著，从而带动了整个锂电储能成本的下降。按照权威机构测算，2025年锂电储能成本价将降至约1.29美元/瓦时。这样，电化学储能最终取代抽水储能的主导地位似乎不可避免。数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，虽然同期抽水蓄能累计投运规模依然保持在高位，但前者增速在近三年中显著超过了后者，且基于电化学储能的灵活性以及其对人口集中区的高适配性，未来伸展的空间还将更广泛。

实际上，国内目前除锂离子储能在新型储能市场中的份额超过了90%外，另一个作为充当储能载体的钠电池可能后来者居上。数据显示，钠元素在地壳中占比高达2.75%，同时反应在价格上，钠的价格只有0.29美元/公斤，相对于锂更具价格优势，且受到影响，目前钠电池的原材料成本相比锂电池要低30%-40%；另外，钠离子电池在-20 的低温环境中可以实现90%以上的放电保持率，-40 低温下可放出70%以上的容量，高温80 还能循环充放使用，项目落地与场景应用更具有灵活性，因此钠电池取代锂电池将是大势所趋，而同样的结论也适用于寿命更长、安全性更高以及资源丰富的钒电池等新型电池身上。

相比于电化学储能，虽然压缩空气储能的规模化程度要低得多，但国内其实早已开始商业化开发与应用，最初主要利用低谷低质电，将空气压缩并储存于大型储气洞穴中，在用电高峰，高压空气从储气洞穴释放，同燃料燃烧后驱动膨胀机发电，只是传统压缩空气储能依赖化石燃料、依赖天然储气洞穴的短板制约了扩展空间，而针对相关瓶颈因素，相关研究机构也证积极研发新型压缩空气储能技术，如蓄热式压缩空气储能系统、等温压缩空气储能系统以及液化空气储能系统等。目前来看，新型压缩空气储能在功能、成本、寿命和性能等各方面均已同抽水蓄能基本相当，同时彰显出了规模大、寿命长、无污染、长时效与灵活性等优势，是极具发展潜力的储能技术系统。

需要强调的是，无论是抽水储能还是电化学储能，抑或是压缩空气储能，都相应组成了一个紧密关联且完整的产业链条。上游有原材料和生产设备；中游有由电池组、电池管理系统（主管电池状态）、能量管理系统（主管能量调度）以及储能变流器（主管电流转换）等组成的储能项目建设与集成系统，下游有储能产品安装以及终端用户等。对于全球主要经济体来说，不仅要争夺产业链的高端话语权，如产品与项目的标准控制，更要抢夺产业链的贸易增值，如产品与技术服务的输出能力，以及为保护本国产业与产品的准入壁垒设置等，因此，看似基于人类“碳中和”共同愿景的新型储能其实也难免打上竞争性符号。

进一步来看储能主体与方式，储能包括生产风光电力企业为主的发电侧、输配电企业为主的电网侧和家庭、工业、商业组成的用户侧三大类，且以上三大类按照储能方式又可区分为集中式储能与分布式储能两种，前者包括发电侧与电网侧企业，后者除了家庭、工业、商业等用户外，还包括5G基站与数据中心等。目前，国内储能主要是集中式储能，分布式储能尚处慢热状态。因此，按照《行动方案》，接下来我国新型储能市场有望形成以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力的高质量发展格局。

作为激活新型储能力量的基础导引，《行动方案》提出，要发展多元化新型储能本体技术，加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关。发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率。适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。

在区域配置方面，《行动方案》提出须科学谋划产业布局，鼓励储能电池及关键材料企业向可再生能源富集、矿产资源充足、运输条件便利、基础设施完善、应用场景丰富的区域聚集。支持长三角、京津冀、粤港澳大湾区、成渝地区等地聚焦新型储能领域，培育发展先进制造业集群。同时，引导各地区科学有序布局新型储能制造项目，依托研究机构开展行业运行监测预警，防止低水平重复建设。

在实施示范应用场景拓展行动方面，《行动方案》首先强调要推进电源和电网侧储能应用。积极鼓励火电合理配置新型储能，探索开展新型储能配合调峰、调频等多场景应用。拓展风光储氢等新能源应用场景，打通绿电—绿氢—绿氨/绿醇产业链，推动多能互补高效利用。针对沙漠、戈壁、荒漠等新能源富集且本地消纳能力较低的地区，探索利用可再生能源制氢。加快推进共享储能，提升储能对电力系统的辅助服务能力。加快在土地资源紧张或偏远地区推广替代型储能，加强变电站、应急电源等设施设备建设，增强电网保障能力。

作为另一个重要的应用场景，《行动方案》明确要拓展用户侧储能多元应用，即面向数据中心、智算中心、通信基站、工业园区、工商业企业、公路服务区等对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，推动配置新型储能。支持具备条件的工业企业、园区建设工业（002265）绿色微电网，积极推进新型储能技术产品在工业领域应用。依托“光储充换检”综合性充换电站建设，充分发挥新型储能在车网互动等新模式中的支撑作用。推动“光伏+储能”系统在城市照明、交通信号、农业农村、公共广播、“智慧车棚”等公共基础设施融合应用，鼓励构建微型离网储能系统，以及发展个性化、定制化家用储能产品。