摘要

      哈萨克斯坦储能市场正处于从政策驱动向规模化应用落地的关键转折点。政策支持、可再生能源快速增长以及国际资本参与是推动市场发展的主要动力。然而，政策与监管框架不完善、项目经济性难题、电网基础设施瓶颈以及市场认知与成本障碍是当前面临的主要挑战。尽管如此，哈萨克斯坦储能市场前景广阔，应用场景多元化，政府提供的投资激励措施为市场增长提供了有力支持。

一、政策与规划：储能成为国家级战略重点

1. 明确的发展目标

    哈萨克斯坦已将储能纳入能源发展的核心议程，旨在通过政策引导和技术部署，保障电网安全并提升新能源消纳能力。根据《哈萨克斯坦共和国2023-2029年电力行业发展构想》，计划到2029年实施包括储能系统（ESS）在内的总计4,000兆瓦可再生能源项目。这一宏伟目标不仅体现了政府对储能技术的重视，也为市场提供了明确的发展方向。

2. 创新的招标机制

    为推动储能技术的规模化应用，哈萨克斯坦政府采取了创新的招标机制。2025年，该国首次为配备储能系统的1,000兆瓦风电站举行了专项拍卖，标志着“新能源+储能”模式进入规模化实施阶段。这一 举措不仅吸引了众多国际能源巨头的参与，也促进了储能技术与可再生能源的深度融合。

3. 顶层政治推动

    哈萨克斯坦总理Olzhas Bektenov在多个场合强调，为应对电力短缺和满足未来需求，必须积极采用储能系统和混合电站等新技术。政府正通过大规模的容量市场机制（涉及81个项目，总容量15.3GW）吸引私人投资，其中灵活发电是重点，旨在到2027年摆脱电力短缺状态。这种自上而下的政治推动为储能市场的发展提供了强大的政策保障。

二、市场现状与发展驱动力：需求爆发与产业链构建

1. 可再生能源快速增长

    截至2025年底，哈萨克斯坦全国已投产162座可再生能源设施，总装机容量达3.5吉瓦。可再生能源发电量的占比在2025年已达到7%，并朝着2030年15%的目标迈进。这一快速增长为储能市场提供了广阔的应用空间，因为储能技术是解决可再生能源间歇性和波动性的关键手段。

2. “新能源+储能”成为刚需

    随着风电和光伏占比的提升，其波动性对电网的冲击日益明显。大规模新能源并网直接催生了对电网灵活性调节能力和储能的需求。储能系统可以在新能源发电过剩时储存能量，在发电不足时释放能量，从而有效平抑电网负荷波动，提高电网的稳定性和可靠性。

3. 产业链本地化启动

    为降低对进口的依赖，提升交付效率和成本竞争力，哈萨克斯坦正积极推动储能产业链的本地化。2026年1月，全球绿色科技巨头远景能源与哈萨克斯坦主权财富基金“萨姆鲁克-卡泽纳”签署联合开发协议，计划在哈萨克斯坦建立电池储能系统（BESS）的本地化装配与制造能力。这一举措标志着哈萨克斯坦储能产业链本地化布局的启动，为后续更大规模的部署奠定产业基础。

三、主要挑战与投资风险

1. 政策与监管框架不完善

    目前，哈萨克斯坦缺乏针对储能技术的专项法律法规，导致投资者和开发商面临不确定性。政策的不稳定性可能影响项目的长期收益预期，增加投资风险。因此 ，建立健全的政策与监管框架是推动储能市场健康发展的关键。

2. 项目经济性难题

    现行的可再生能源拍卖上限电价并未包含储能系统的成本，使得独立储能项目在现有机制下难以实现经济可行性。储能系统的初始投资成本较高，而收益模式尚不明确，这限制了储能项目的规模化部署。因此，探索合理的电价机制和收益模式是解决项目经济性难题的关键。

3. 电网基础设施瓶颈

    国家电网尚未完全准备好有效整合和优化储能系统带来的全部效益，存在技术挑战。输配电公司也没有义务完全消纳可再生能源电站的全部出力，这会增加项目收益风险。因此，加强电网基础设施建设，提升电网对储能系统的兼容性和消纳能力， 是推动储能市场发展的重要保障。

4. 市场认知与成本障碍

    关键利益相关方对储能价值的认知有限，且储能系统高昂的初始投资成本依然是阻碍其大规模部署的主要因素之一。因此，加强市场宣传和教育，提升市场对储能价值的认知度，同时通过技术创新和规模效应降低储能系统的成本，是推动储能市场普及的关键。

四、前景展望与机遇

1. 市场前景广阔

    随着政府设定的宏伟目标、国家基金的积极参与以及国际技术巨头的进入，哈萨克斯坦有望成为中亚的绿色能源枢纽。市场研究预测，到2031年，该市场将迎来显著增长。储能市场作为绿色能源转型的重要组成部分，将受益于可再生 能源的快速发展和电网稳定性的提升需求。

2. 应用场景多元化

    除了大型电网侧项目外，工商业（如油田、盐湖工业区）、农业（灌溉和加工）以及新建城区的“光伏+储能”需求也在不断涌现。这些多元化的应用场景为储能市场提供了广阔的发展空间。例如，在工商业领域，储能系统可以用于峰谷套利、备用电源和需求响应等；在农业领域，储能系统可以结合光伏发电为灌溉和加工提供稳定可靠的电力供应。

3. 投资激励

    为吸引投资，政府提供了包括上网电价补贴、税收优惠以及针对光伏系统的零关税政策等激励措施。这些激励 措施降低了储能项目的投资成本，提高了项目的收益预期，从而吸引了更多投资者的关注。此外，政府还通过容量市场机制等方式为储能项目提供稳定的收益来源，进一步增强了投资者的信心。

五、电网侧大型储能项目情况

    哈萨克斯坦电网侧大型储能项目正从规划快速走向落地，目前主要由“风光储”一体化项目主导，且国际能源巨头在其中扮演着核心角色。以下是几个标志性项目的详细情况：

从上述项目中，可以进一步印证哈萨克斯坦电网侧储能的几个核心发展趋势：

    • “新能源+储能”成为绝对主流：目前所有大型电网侧项目均采用风电或光伏搭配储能的一体化模式，而非独立储能电站。这表明储能在当地被视为解决新能源并网瓶颈、提升电网灵活性与安全性的关键基础设施。

    • 项目规模迈向吉瓦级：以Mirny项目（1GW风电）和中国能建推进中的800MW新能源项目集群为代表，项目规模正快速扩大。这反映出哈萨克斯坦正系统性地解决未来高比例 可再生能源接入下的电网稳定问题。

    • 国际资本与技术深度参与：法国TotalEnergies、中国能建、中国远景科技等国际巨头已成为市场主力。它们不仅带来资金，更重要的是引入了成熟的项目开发经验、先进技术与系统解决方案。

    • 产业链本地化布局已启动：远景与萨姆鲁克-卡泽纳基金的储能本地化生产合作，标志着市场进入新阶段。此举旨在降低对进口的依赖，提升项目经济性与交付效率，为后续更大规模的部署奠定产业基础。

补充：Mirny的PPA细节

      Mirny项目的PPA（购电协议）于2023年6月签署，这是项目能够顺利推进并吸引投资的关键所在。

    Mirny项目PPA核心条款包括：

      （1）购电方：哈萨克斯坦政府旗下的可再生能源金融结算中心 (FSC RES) ；售电方：项目公司Aktas Energy (由TotalEnergies等合资成立)

     （2）合同期限：25年 

    （3）交易电量：项目所发的全部电力 

   （4）批准电价：2023年4月，哈国能源部为该项目批准的风电上网电价为39.91美元/兆瓦时

   （5）PPA签署时间：2023年6月 

关键解读与影响：

    · 政府信用背书：购电方是政府所有的公共实体，这极大地降低了项目在未来25年运营期内的电费回收风险，为项目融资（如EBRD的贷款）提供了坚实基础。

    · 电价锁定与挑战：39.91美元/兆瓦时的电价锁定了项目大部分收益。但需注意，此电价主要覆盖风电部分。目前公开信息中，并未明确储能部分的单独收益模式，其成本需要依靠与风电的协同优化来回收。

    · 复杂的合同结构：协议签署后，还需完成投资协议、EPC合同等一系列法律程序。例如，投资协议于2023年12月签署，而关键的EPC合同直到2025年底才最终敲定。这反映了大型国际项目的复杂性。

六、结论

    哈萨克斯坦储能市场正处于从0到1的爆发前夜。政策顶层设计已明确方向，实际项目需求正随着可再生能源并网压力增大而显现，且已有国际龙头

（注：本文根据公开资料和出海通智库研究整理）

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