近日，中国国家发改委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025 — 2027 年）》。这份方案明确提出，计划 2027 年，全国新型储能装机规模达到1.8 亿千瓦（即 180 吉瓦）以上，带动项目直接投资约 2500 亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主。

据追风交易台消息，摩根大通在其最新发布的报告中指出，这一事件的重大意义并不在于目标数字本身，而在于其背后所传递的政策决心。

在其看来，"180 吉瓦的目标并不算高"，中国往往会" 超额完成 "相关目标。更重要的是，这驳斥了市场对此前 "强制配储政策取消" 的担忧，让该行确信中国储能行业将迎来V 型复苏，甚至可能提前复苏。

目标并不惊艳，或许只是 " 下限 "

据报告分析，180GW 的目标相较于市场预期可能并不算 " 非常令人兴奋 "。例如，中国在 2024 年 7 月提前 6 年完成风光发电总装机超 12 亿千瓦的目标，当时全国风电、太阳能发电装机达到 12.06 亿千瓦。

报告指出，截至 2024 财年，中国已累计安装了约 75GW（约 170GWh）的储能系统。即便考虑到 2025 年因 " 强制配储政策取消 " 导致的短暂放缓，到 2027 年中国的累计装机量也将达到约 215GW（约 550GWh），远高于官方目标。

报告提醒投资者注意这个关键事实：中国在完成可再生能源相关目标方面向来有 " 超额完成 " 的传统。因此，180GW 的目标并不高。

驱散疑云：为储能 "V 型复苏 " 注入强心剂

摩根大通认为，此次政策最重要的影响是 " 驳斥了市场担忧 "。自今年初 " 强制配储政策取消 " 以来，市场一直存在不确定性，担忧这是否意味着对储能发展的支持出现动摇。

今年初，国家发改委与国家能源局联合下发《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通知》。其中提出，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，并以 2025 年 6 月 1 日为节点，划定存量项目及增量项目，纳入机制电价。

而报告明确指出，当下这份自上而下的行动计划，彻底打消了这些疑虑。它表明中国推动储能发展的决心未变，只是方式转向了更市场化的激励机制，例如峰谷电价套利和容量电价补偿。

该行表示，这项顶层设计，结合近期内蒙古等省份推出的容量电价政策以及月度储能 EPC 招标的强劲势头，使其对储能行业将出现 "V 型复苏 " 的判断更具信心，甚至认为复苏的拐点可能会因此提前到来。

多场景应用：储能成为能源转型核心

报告称，当下这份储能方案详细列出了储能推广应用的重点方向：

发电侧： 主要是在大型可再生能源基地（如沙漠地区）配置储能，以协助可再生能源的调度和消纳。

电网侧： 推动在电网瓶颈区域部署独立储能项目。这类项目的收入模式包括现货电力市场的峰谷价差套利和 / 或容量补偿费用。

创新应用： 鼓励储能在工业园区、光储充一体化电动汽车充电站、数据中心以及分布式光伏项目中的创新应用。

这些举措旨在提升电网的灵活性和稳定性，确保可再生能源的高效并网和利用。

行业复苏可期

报告分析，从结构上看，中国的电力系统目前储能容量不足。如果按照美国储能与可再生能源容量的比例来衡量，中国 2024 年的储能装机容量本应达到 300GWh，而实际仅为约 170GWh。

这表明，中国储能市场存在巨大的增长潜力。此次国家发改委的政策，正是为了填补这一空白，并通过市场机制激活行业活力。

可以预见，随着政策支持的加码和市场机制的完善，中国储能行业有望在未来几年内实现显著增长，并可能再次超额完成国家设定的目标。