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发布：2026-05-20 · 事件：2026-05-20

5月15日，以“源网荷储一体化 东数西电促消纳”为主题的“2026沙戈荒清洁能源大基地（三北）高质量发展大会·陕甘宁青分会”在青海西宁盛大召开，本届分会由国际能源网、中车时代电气、国能能源研究院联合主办。 在大会东数西电与绿电消纳环节，中电工程西北电力设计院电网工程公司总承包事业部设总刘国华作了主题为《今日策马长安去-新型电力系统发展下西北电化学储能项目投资分析》的主旨报告。

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5月15日，以“源网荷储一体化 东数西电促消纳”为主题的“2026沙戈荒清洁能源大基地（三北）高质量发展大会·陕甘宁青分会”在青海西宁盛大召开，本届分会由国际能源网、中车时代电气、国能能源研究院联合主办。 在大会东数西电与绿电消纳环节，中电工程西北电力设计院电网工程公司总承包事业部设总刘国华作了主题为《今日策马长安去-新型电力系统发展下西北电化学储能项目投资分析》的主旨报告。 刘国华通过深度拆解全国及西北新型储能发展现状、国家级配套政策体系、陕甘宁青新五省储能产业布局与投资机遇，为行业精准把握西北电化学储能投资价值、深耕西北储能市场提供了专业参考与方向指引。 在新型电力系统建设进程中，新型储能是保障电网稳定运行、提升系统调节灵活性、破解新能源消纳难题的核心支撑，产业战略价值持续凸显。刘国华从装机规模、技术路线、区域布局三大维度，全面剖析了当前国内新型储能行业发展现状。 装机规模层面，国内新型储能产业实现跨越式增长。数据显示，截至2025年底，我国电力储能累计装机规模达213.3GW，同比增长54%。截至“十四五”末期，全国新增新型储能累计装机首次突破100GW，较“十三五”末增长45倍，行业规模化发展成效显著。 技术路线层面，储能赛道加速多元化发展。以锂电池为代表的新型储能实现跨越式增长，累计装机占比超三分之二，行业彻底摆脱单一技术依赖，形成多技术路线协同发展的新格局。 区域布局层面，储能项目呈现规模化、集聚化发展特征。行业装机规模实现“MW级“向“几十GW级”跨越，西北、华北风光资源富集区域成为全国储能布局核心阵地。其中内蒙古、新疆依托优质资源禀赋与政策红利，储能产业增速领跑全国，复合年均增长率均在250%以上，储能能量规模遥遥领先其他省份。 刘国华进一步指出，从2025年各省新增运行新型储能项目数据来看，全国储能产业梯队分化明显。内蒙古、新疆、河北、云南、甘肃、山东等前十省份装机规模均超5GWh，合计装机占比接近90%。西部省份全面领跑，成为产业增长核心引擎。其中，内蒙古实现储能能量和功率装机规模双第一，云南首次跻身全国储能装机前十榜单。 电化学储能保持稳步增长态势。2025年，全国30个省份新增投运电化学储能电站，内蒙古、新疆、云南、河北、广东、宁夏、青海、甘肃、江苏、浙江等前十省份新增总装机达41.18GW，占全国总量的87.33%。截至2025年底，全国20个省份储能累计投运装机突破1GW，其中内蒙古、新疆累计装机超15GW，山东、江苏、宁夏、 河北、甘肃、云南、广东等7省份累计装机超5GW，储能产业区域规模化格局基本成型。 刘国华表示，经历前期爆发式扩张后，我国新型储能行业正式进入增速换挡、提质增效的新阶段。据中关村储能产业技术联盟预测，2026-2030年，国内新型储能年均复合增长率在保守场景下可达20.7%，理想场景下达25.5%。行业增速虽有所放缓，但装机绝对增量持续高位，储能行业正式从政策驱动向市场驱动的高质量发展阶段过渡。 在“十五五”规划背景下，中国能源行业面临转型。新能源装机规模持续快速攀升，单纯追求装机总量的粗放模式已触碰天花板，消纳瓶颈与要素制约日益凸显，行业亟需一场从“单一项目”到“集成场景”的范式革命。 针对当前行业发展痛点，刘国华深度解读了三大国家级重磅新能源政策，三大文件层层递进、协同互补，构建起完整的产业政策闭环，保障新能源集成项目“建得了、接得上、用得好”。 一是国务院发布的《关于加快场景培育和开放推动新场景大规模应用的实施意见》（国办发〔2025〕37号，简称“37号文”）。他认为，37号文是一把开启国家级机遇大门的钥匙。意味着，符合条件的新能源集成融合项目有望被纳入国家发改委分批推出的“应用场景项目清单”，一旦入列，项目不仅能获得土地、资金等要素的倾斜支持，更能在准入审批、数据开放等方面享受“绿色通道”待遇。 二是国家发改委与能源局联合发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号，简称“1360号文”），他认为，1360号文是行业运行的“压舱石”，该文件重点解决了新能源“怎么用”的消纳问题。文件明确支持源网荷储一体化和绿电直供等就近消纳新业态的发展，实际上是赋予了集成融合项目在消纳层面的“特权”，为项目投资人吃下了一颗定心丸。 三是国家能源局发布的《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号，简称“93号文”），他认为，93号文是整个政策矩阵的落脚点和行动指南。清晰界定了各类新能源融合场景的技术路线、建设规范与发展要求，直接指导各地能源主管部门开展项目规划、备案核准、招商引资工作，是衔接国家宏观战略与市场微观项目的关键枢纽，也是地方政府进行场景策划和招商引资的最直接依据。 刘国华总结表示，三份国家级政策形成了“定调场景方法论、筑牢消纳底线、指引具体业务路径”的完整逻辑闭环。三者协同发力，最终落脚于具体的新能源集成融合场景，全面打通新能源集成项目规划、建设、并网、运营全链条。 西北地区坐拥全国顶级的风光资源，是沙戈荒清洁能源大基地建设的核心区域，也是新型储能产业发展的核心沃土。刘国华重点分析了甘肃、宁夏、青海、新疆、陕西五省储能产业发展现状、政策优势与建设成果，系统描绘了西北储能发展新格局。 甘肃依托标杆项目与清晰电价机制夯实产业基础。首座电网侧共享储能电站330千伏建航储能电站一期在张掖并网，项目为全国首座建设的最高电压等级化学共享储能电站，总投资约6.6亿元，是甘肃省“十四五”重点新能源项目。政策方面，甘肃明确储能容量电价核算标准，依据发改价格〔2024〕1501号文件，自2026年1月1日起，煤电机组、电网侧独立新型储能可按标准申领容量电费，可靠容量补偿标准定为每年每千瓦330元，有效保障项目投资收益。 青海持续完善政策体系，全方位护航储能产业发展。先后出台电化学储能统一规划、绿电直连、发电侧容量电价、可靠容量补偿等多项专项政策，构建起覆盖规划、建设、运营、收益的全链条政策支撑体系，为储能规模化、规范化发展提供制度保障。 宁夏聚焦行业规范发展，严控项目乱象、明确收益标准。一方面严格整治储能项目倒卖、资质转让等违规行为，对违规主体取消后续项目申报资格，同时已备案的电源侧储能项目原则上暂不允许转为电网侧储能项目，规范市场秩序；另一方面明确电价机制，2026年1月起，电网侧新型储能容量电价按165元/千瓦·年执行，稳定行业投资预期。