2025年是中國實現(xiàn)“雙碳”目標（2030碳達峰、2060碳中和）的關鍵推進年，新能源政策將進一步向光熱發(fā)電、儲能等清潔能源技術傾斜。結合國家發(fā)改委、能源局近期文件及行業(yè)趨勢，以下是光熱與儲能產(chǎn)業(yè)在2025年的政策機遇解讀：

一、光熱產(chǎn)業(yè)政策機遇

1. 國家層面政策支持

光熱發(fā)電進入可再生能源“增量主力”清單

根據(jù)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》修訂稿，2025年光熱發(fā)電裝機目標或上調至 3GW（當前約0.6GW），政策將重點支持：

多能互補基地：風光熱儲一體化項目（如青海、甘肅等西部基地）享受優(yōu)先并網(wǎng)、電價補貼（0.75-1.1元/度）。

技術迭代補貼：對熔鹽槽式、塔式光熱系統(tǒng)研發(fā)給予專項經(jīng)費支持，尤其關注 24小時連續(xù)發(fā)電 技術。

農(nóng)業(yè)光熱應用擴展

《農(nóng)村能源革命試點縣建設方案》明確鼓勵：

太陽能供暖/烘干：農(nóng)業(yè)大棚、畜牧養(yǎng)殖供暖項目可獲30%-50%設備補貼。

光熱與設施農(nóng)業(yè)結合：試點“光伏+光熱+儲能”智慧農(nóng)業(yè)園區(qū)，免征土地使用稅。

2. 地方政策配套

西部省份（新疆、青海）：光熱項目配套10%儲能即可優(yōu)先獲得開發(fā)指標。

山東、河北：對分布式光熱供暖（戶用/工商業(yè)）提供 0.2元/kWh 熱力補貼。

二、儲能產(chǎn)業(yè)政策機遇

1. 強制配儲政策加碼

新能源項目配儲比例提升

2025年起，新建風電、光伏項目 強制配儲比例 從當前10%-15%（2小時）提高至 15%-20%（4小時），且要求 獨立儲能電站 占比不低于50%。

經(jīng)濟性激勵：配儲項目享受容量租賃補貼（如山東200元/kW/年）、免收輸配電費。

電力現(xiàn)貨市場改革

儲能可參與 調峰調頻輔助服務，報價上限提高至 0.8元/kWh（當前約0.5元），峰谷價差套利空間擴大。

2. 細分領域爆發(fā)點

工商業(yè)儲能：

《電力需求側管理辦法》要求年用電量超500萬度企業(yè)安裝儲能，否則執(zhí)行 有序用電，催生企業(yè)自建儲能需求。

戶用儲能：

浙江、廣東等地試點 “光伏+儲能”虛擬電廠，戶用系統(tǒng)接入電網(wǎng)可獲 0.3元/kWh 額外收益。

3. 電池回收政策閉環(huán)

《動力電池回收利用管理辦法》 強制要求：

車企/電池廠需建立回收體系，否則影響新品準入。

梯次利用電池在儲能領域應用享受 增值稅即征即退50% 優(yōu)惠。

三、企業(yè)應對建議

光熱領域

關注西部風光熱儲大基地招標（如華能、國家電投項目）。

開發(fā)模塊化光熱設備，降低農(nóng)業(yè)領域初始投資成本。

儲能領域

布局 鈉離子電池儲能（2025年成本預計降至0.5元/Wh以下），搶占低電價區(qū)域市場。

與電網(wǎng)公司合作開展 共享儲能 模式，提高資產(chǎn)利用率。

政策工具利用

申請 綠色債券（光熱/儲能項目利率下浮20-30BP）。

參與碳市場交易，光熱發(fā)電CCER預期價格 60-80元/噸。

四、風險提示

光熱：初始投資高（約3萬元/kW），需依賴長周期政策補貼。

儲能：鋰價波動可能擠壓利潤，需技術多元化（如液流電池）。

總結

2025年政策將推動光熱從“示范項目”轉向“規(guī)?；瘧谩?，儲能從“配套需求”升級為“獨立市場主體”。企業(yè)需抓住 多能互補、電力市場化改革、循環(huán)經(jīng)濟 三大主線，通過技術降本和模式創(chuàng)新?lián)屨假惖馈?/p>