（1）锂电池

根据中国动力电池创新联盟数据，2025年及2026年1-6月电池产销数据如下：

产量方面：

由于磷酸铁锂电池在安全性、成本低、能量密度不断提高等优势，占比不断提高，目前在全部锂电池占比80%左右。

2025年，我国动力和储能电池累计产量为1755.6GWh，累计同比增长60.1%。三元材料电池，347.6GWh，同比增长24.9%，占比20.1%；磷酸铁锂电池1405.1GWh，增幅72.2%，占比80%。

2026年1-6月，我国动力和储能电池累计产量为1068.9GWh，累计同比增长53.3%。

销量方面：

锂电池销量方面，主要为动力和储能电池，其中动力电池占据约70%市场份额，储能电池占据约30%市场份额，但随着系新能源乘用车需求增长放缓，储能电站容量补贴等政府政策落地，储能电池保持较高增速，占比持续增长，2026年6月末占比达到32.5%。

2025年，我国动力和储能电池累计销量为1700.5GWh，累计同比增长63.6%。其中，动力电池累计销量为1200.9GWh，占总销量70.6%，累计同比增长51.8%；储能电池累计销量为499.6GWh，占总销量29.4%，累计同比增长101.3%。

2026年1-6月，我国动力和储能电池累计销量为979.4GWh，累计同比增长48.6%。其中，动力电池累计销量为661.3GWh，占总销量67.5%，累计同比增长36.2%；储能电池累计销量为318.1GWh，占总销量32.5%，累计同比增长83.4%。

出口方面：

2026年1-6月，我国动力和储能电池累计出口181.3GWh，累计同比增长42.5%，占累计销量18.5%。其中，动力电池累计出口为122.7GWh，占总出口量67.7%，累计同比增长50.3%；储能电池累计出口量为58.6GWh，占总出口量32.3%，累计同比增长28.5%。

装车量方面：

2025年，国内动力电池累计装车量769.7GWh,累计同比增长40.4%。其中三元电池累计装车量144.1GWh，占总装车量18.7%，累计同比增长3.7%；磷酸铁锂电池累计装车量625.3GWh，占总装车量81.2%，累计同比增长52.9%。

  2026年1-6月，国内动力电池累计装车量335.6GWh，累计同比增长12.0%。其中三元电池累计装车量63.4GWh，占总装车量18.9%，累计同比增长14.2%；磷酸铁锂电池累计装车量272.0GWh，占总装车量81.0%，累计同比增长11.5%。

（2）新能源汽车产销情况

2025年产销情况：在政策利好、供给丰富和基础设施持续改善等多重因素共同作用下，新能源汽车持续增长。根据SNEResearch数据，2025年全球新能源车销量为2,147.0万辆，同比增长21.5%。

根据中国汽车工业协会数据，2025年，产销量突破1600万辆。产销分别完成1662.6万辆和1649万辆，同比分别增长29％和28.2%，新能源汽车新车渗透率（新能源汽车销量/汽车新车总销量）达到47.9%，较去年同期提高7个百分点。

国内销量:2025年，新能源汽车国内销量1387.5万辆，同比增长19.8%。其中，新能源乘用车国内销量1300.5万辆，同比增长17.7%；新能源商用车国内销量87.1万辆，同比增长63.7%。

渗透率:2025年，新能源汽车国内销量占汽车国内销量比例为50.8%；新能源乘用车国内销量占乘用车国内销量比例为54%；新能源商用车国内销量占商用车国内销量比例为26.9%。

2026年产销情况：2026年新能源车汽车增速受宏观经济下行、以旧换新、购置税全免调整至减半、2025年末透支等因素，总体销量增长，但出现结构分化，乘用车下滑显著，商用车继续打开空间，市场接受度显著提高，销售增幅突破30％，有望成为市场新增长点，并成为上游锂电池、电池材料、充电桩等关键产业链快速上量。

2026年1-5月，新能源汽车产销分别完成584.1万辆和580.2万辆，同比分别增长2.5％和3.5%。

其中新能源汽车国内销量397万辆，同比下降16.5%。其中，新能源乘用车国内销量358.8万辆，同比下降19.7%；新能源商用车国内销量38.2万辆，同比增长34.9%。

新能源汽车新车销量达到汽车新车总销量的57.5%，新能源汽车新车销量达到汽车新车总销量的56.9%。

（2）储能行业供需情况

国内装机情况

在全球电力需求增长、低碳转型趋势下，全球储能市场需求快速增长，应用场景持续多元化，区域需求呈现多点开花格局。

国内方面，2025年出台《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》，推动新型储能进入市场化转型阶段，各地加快电力现货市场建设、落地容量电价补偿机制，带动国内需求高速增长，市场份额稳居全球首位。根据国家能源局数据，2025年我国新增并网风电光伏装机容量438GW，同比增长22.3%，光伏、风电累计装机容量首次超过煤电装机，标志着以风光为代表的新能源正从补充能源加速向主体能源迈进。受益于政策支持、商业模式改善且储能成本下降，储能需求快速增长，根据中关村储能产业技术联盟统计，2025年我国新型储能新增装机规模达189.5GWh，同比增长73%。

截至2025年底，我国已投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦（136GW），与“十三五”末相比增长超40倍。

进入2026年，行业增速有所放缓。截至2026年5月，中国新型储能累计装机达157GW，较“十三五”末增长超45倍，连续四年新增装机全球第一。预计2026年底，全国电化学储能装机规模将突破1.65亿千瓦。

国内招标市场

2026年上半年储能市场呈现“招标热、装机冷”的冰火两重天景象。招标端异常火爆。

2026年1-6月，国内储能系统和含设备的EPC累计招标248GWh，同比高增40%，上半年释放订单总量接近2025年储能行业新增装机的1.3倍。

仅6月单月，国内储能新增招标量达20.04GW/89.06GWh，同比分别增长120%、67%，创年内新高。其中，独立储能占据绝对主导，宁夏以9.8GWh招标量稳居第一。

价格方面，储能系统中标价格持续走低。2026年1-6月，2小时储能系统中标均价602.1元/kWh，同比上涨8.8%；4小时系统中标均价已降至0.53元/Wh。EPC价格小幅下滑，2小时储能EPC加权均价1.01元/Wh，4小时0.93元/Wh。项目建设成本进一步降低。

中关村储能产业技术联盟（CNESA）预计，储能行业在经历前期爆发式增长后，将进入增速换挡期。2026年至2030年，保守场景下年均复合增长率约20.7%，相对增速虽有所放缓，但绝对增量仍将保持高位。

到2030年，中国新型储能累计装机将超过3.7亿千瓦。

利用效率全面提升

      2025年，全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。电化学储能年均运行小时数1940小时，年均等效充放电次数248次，平均利用率指数49%。各场景中，工商业配储利用效率最高，年均利用小时数达2064小时，等效充放电次数341次。

进入2026年，储能利用效率进一步提升。一季度电化学储能电站日均利用小时数3.1小时，同比提高0.27小时；日均等效充放电次数0.67次；平均利用率指数48%。

国外装机市场

欧盟通过简化项目审批、专项补贴、容量拍卖等政策持续激活市场；美国围绕电网灵活性需求，加快项目并网流程；数据中心能源需求及灵活性资源调节需求增加，峰谷价差拉大提升项目经济性，带动储能需求增长。根据SNEResearch统计，2025年全球储能电池出货量550GWh，同比增长79%

储能政策

      114号文落地，13省容量补偿机制全面铺开。

      2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。这一政策被业内称为“定心丸”，填补了全国性新型储能容量电价的制度空白。

      114号文的核心设计是“煤电基准+因子折算+清单管理+市场协同”。新型储能容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，按顶峰能力实行比例折算——满功率连续放电时长越长、顶峰贡献越大，折算比例越高。这一规则直接引导电网侧独立储能向高效、长时储能转型，避免低端短时储能的盲目投资。

      如果说过去十年储能的发展逻辑是“跟着新能源走”，那么从2026年起，储能开始跟着“容量电价”和“可靠容量补偿”走。政策逻辑从“要我建”全面转向“我要建”，从“政策驱动”全面迈向“市场价值驱动”。

       13省密集出台细则

      截至2026年7月，全国已有13个省出台新型储能容量补偿/容量电价相关政策。114号文出台后，吉林、新疆、辽宁、陕西、青海等5省先后发布省级细则。补偿标准分化明显——辽宁以370元/千瓦·年领跑全国，甘肃、吉林以330元/千瓦·年紧随其后，青海、浙江、湖北、宁夏、新疆、陕西等地则对齐煤电，执行165～185元/千瓦·年的主流基准。

      履约考核同步趋严。多数省份要求储能项目提前申报最大放电功率及持续放电时长，若实际运行未达申报值，将按次数扣减容量电费，严重者直接取消补偿资格。储能收益开始与实际运行能力紧密挂钩。