9月24日，国家主席习近平在联合国气候变化峰会视频致辞中重申中国参与全球气候治理的决心，并宣布了中国新一轮国家资助贡献目标：到2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上，力争达到36亿千瓦。

早在2020年，我国就明确提出，到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

据国家能源局统计，截至2025年8月底，可再生能源装机突破20亿千瓦，占总装机量约60%，其中风电、太阳能总装机量达16.8亿千瓦，提前6年实现2030年预计总装机容量目标。

在此基础上，最新提出的2035年目标为未来十年中国能源转型绘就了清晰路径，预计仍需新增近20亿千瓦时的风光装机容量。

由于风电、光伏发电具有间歇性、波动性的物理特性，其大规模并网对电力系统实时调节与安全稳定运行构成了严峻挑战。

要支撑36亿千瓦风光装机目标的实现，并保障电能质量，关键在于有效配置储能设施。

然而，当前储能建设规模与未来风光发展目标间仍存在巨大缺口。这与新能源消纳的刚性需求，以及国家层面持续释放的政策红利，共同构建起储能产业未来十年的黄金发展期。

一、装机狂奔下的消纳困境

近年来，中国风电、光伏新增装机规模保持高速增长。截至2025年8月底，风光发电累计装机容量在全国发电总装机占比超45%，展现出强劲的发展动力。

然而，与风光发电装机容量快速提升形成对比的是，其实际发电量在全社会用电量中占比仅为23.7%，仍有较大进步空间。这表明当前新能源电力未能充分转化为实际供电，消纳挑战日益凸显。

相较之下，煤电以不到40%的装机占比，承担了约60%的发电量，并提供了70%的顶峰能力与近80%的调节能力。

这一反差无疑给新能源行业敲响了警钟，在风光装机容量突飞猛进的同时，若缺乏与之匹配的消纳能力与灵活调节手段，电力系统的平衡与安全运行将面临持续压力。

再来看一组数据，2025年1-7月，全国风电利用率93.8%，光伏发电利用率94.7%，这意味着对应的弃风、弃光率达到了6.2%和5.3%，大量清洁电力并未实现并网消纳。

具体到个别地区，消纳压力更为突出。例如，甘肃、青海、新疆、西藏等省份弃光率已超10%。尤其是西藏，弃风、弃电率分别高达30.6%和34.5%。

消纳能力不足已成为制约新能源电力高效利用的关键瓶颈，也凸显了配置储能建设的紧迫性与重要性。

新能源消纳难，不仅源于区域电力供需失衡，外送通道建设滞后，其根源更在于新能源发电固有的发电特性，与电力需求间的时空错配。

针对这一难题，配套储能设施将成为提升新能源消纳能力的重要一环。

在电源侧，储能设施能够参与调频，有效调节发电功率，使其保持稳定平衡，平滑间歇性能源，从而提高新能源消纳。

在电网侧，储能设施能够助力电网提升调峰能力，延缓增容需求，降低线路损耗，提高电能质量，降低电力外送故障率。

在负荷侧，储能设施可以通过削峰填谷、负荷转移等方式平抑用电负荷，抑制需量，进一步提升供电可靠性和电能质量，改善分布式新能源消纳水平。

由此可见，在电网的“发、输、用”各个环节，储能都是提升新能源消纳能力，保障电力系统稳定运行的关键所在。

二、负电价频现，储能套利机遇凸显

今年136号文件正式落地，宣告新能源发电全部上网电量参与市场化交易，新能源项目投资收益不确定性增强，“负电价”现象逐渐走向常态化。

年初，浙江电力现货市场连续两日爆出-0.2元-kWh最低报价。4月，蒙西也出现了-0.004元/kWh的最低报价。

最近四川也难逃负电价的侵袭，9月20日，四川电力现货结算试运行出现全天负电价，最高-34.87元/MWh，最低-50元/MWh，成为了中国电力市场迄今为止持续时间最长，覆盖范围最广的负电价现象。

负电价并非偶然，这一现象将新能源“发用失衡”与电力系统“调节失灵”等问题摆上了台面，直接暴露了当前电力系统灵活性存在短板。

危机与机遇恰如同一枚硬币的两面，负电价现象频发为储能产业提供了前所未有的发展契机。

当前新能源项目配套储能普遍不足，导致电力系统难以平衡新能源并网带来的电力波动，也无法有效储存盈余电力。为维持电力系统实时平衡，市场只能通过降低电价这一方式，来抑制发电积极性。

负电价场景为储能提供了清晰的价值支撑，配套储能设施能够在电价较低时段进行充电，在高电价时段放电，通过电价差实现峰谷套利。这套商业模式能够有效提升新能源项目的电量收益，帮助其在市场化交易保持竞争力。

在负电价频现的市场环境下，新能源项目对配套储能建设的需求愈发迫切，同时也对储能技术提出了更高要求。

例如储能电芯迭代速度加快，今年已有近20家厂商推出了大电芯产品或相关研究规划，带动储能行业迈入500Ah+大电芯时代。

相同容量的储能系统，电芯容量越大，意味着储能系统使用的电池数量越少，项目整体占地面积越小，储能电站的总和投资成本和后期运维成本大幅减少，将有效提升储能项目的经济性与可靠性。

此外，还有一些一线厂商，例如阳光电源、宁德时代等企业正持续推动储能系统集成技术的进步，通过提升系统效率，优化能量管理等创新，助力储能项目构建清晰的盈利模式，增强其在复杂电力市场竞争中的经济性。

三、政策红利释放，储能开启黄金新周期

在前不久的2025年世界储能大会上，宁德时代董事长曾毓群指出，新能源革命已经进入储能作为关键支撑的下半程，中国已成为全球储能发展的重要引擎。

随着新能源产业发展，储能的地位日益关键，国家政策层面也对储能的快速发展提供迅速而有力的呼应。

9月12日，国家发展和改革委员会同一日密集出台三份重磅政策，为储能行业未来发展绘制了清晰的蓝图，展现了国家将储能视为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型关键支柱的战略决心。

首先是《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（1144号文），文件明确提出，到2027年，全国新型储能装机规模将突破1.8亿千瓦，带动投资规模高达2500亿元，并强调要完善新型储能等调节资源容量电价机制，建立容量补偿机制。

其次是《关于完善价格机制促进新能源发电与就近消纳的通知》（1192号文），该文件依据“谁受益，谁承担”原则，为储能作为灵活性调节资源构建了清晰的盈利路径，不仅明确了储能在电力系统中的实际价值，也为其市场化发展提供了稳定预期。

此外是《电力现货连续运行地区市场建设指引》（1171号文），文件旨在建立涵盖多类型主体差异化容量补偿机制，促进容量补偿与容量市场机制设计协同推进，同时深化辅助服务市场建设，实现电能与辅助符合的联合出清。

在此前9月2日，国家曾发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，首次明确储能企业正式纳入市场成员范围，并提出独立储能在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易。

近期一系列新政的接连落地，为储能行业迈向市场化新阶段廓清了路径，提供了坚实的制度支撑。

四、结语

在迈向2035年36亿千瓦风光宏图的道路上，储能已从“可选项”成为“必选项”。当前存在的消纳困境与巨大储能缺口，恰恰预示着一个前所未有的黄金十年正加速到来。

未来，随着技术与市场的双轮驱动，储能将彻底告别“陪跑”角色，成长为支撑新型电力系统稳定运行的中流砥柱。它不仅是实现36亿千瓦风光目标的关键保障，更是中国向世界兑现绿色承诺、引领全球能源转型的实力彰显。

（图片来源：摄图网）