破局内卷,向新而行 | 2025中国储能行业全景总结与2026发展展望

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储能（内含：①山西、山东、南方区域储能电站调频收益的计算逻辑；②山西、山东、蒙西、河北、河南、甘肃、宁夏、辽宁及西北五省2025年收益模式深度解读及2026年趋势研判；）

售电（内含山东等部分省份售电市场政策解读及部2026年售电公司发展方向解析）

政策解读（内含对国家层面1710号、1656号、1502号、1302号、1476号、1360号、93号文件及部分省份相关政策深度解读）

2025年，中国储能行业经历了政策转型与市场升级的双重闯关。强制配储政策的退出，让行业告别了依赖行政指令的粗放增长阶段；而电力市场化改革的深化、技术迭代的加速与全球需求的爆发，又为产业开辟了高质量发展的新赛道。这一年，行业在“低价内卷”的阵痛与“反内卷”的共识中艰难转型，在政策差异化布局与市场化机制探索中寻找平衡，在技术创新与模式重构中积蓄动能。

作为新型电力系统的核心支撑、“双碳”目标的重要抓手，储能行业的2025年既是规模突破的一年，更是矛盾凸显的一年；既是格局重塑的一年，更是方向明晰的一年。本文将全面复盘2025年储能行业的发展态势、政策落地、市场表现与深层问题，结合各省发展差异，立足行业从业者、投资者、运营者视角，紧扣国家最新电价政策、“十五五”规划初步要求及新能源发展趋势，为2026年行业高质量发展提供系统性建议，供大家参考。

一、2025年储能行业发展全景总结

（一）行业整体发展：规模跃居全球第一，市场化转型提速

2025年，中国储能行业以超预期的增长态势，巩固了全球领先地位。尽管年初强制配储政策退出引发短期市场担忧，但市场化驱动的内生动力迅速填补了政策退坡留下的空间，行业实现了从“政策依赖”向“市场自主”的关键跨越。

从规模数据来看，行业增长势头强劲。国家能源局数据显示，截至2025年9月底，我国新型储能装机规模已突破1亿千瓦，占全球总装机比例超40%，跃居世界第一；全年新型储能新增装机预计达157吉瓦时，同比增长82.9%，远超全球48%的平均增速。从市场规模来看，2025年我国储能行业市场规模突破1200亿元，较2024年增长超50%，其中工商业储能、独立储能电站、用户侧储能成为三大增长引擎，工商业储能新增装机占比达38%，较2024年提升12个百分点。

从发展动力来看，市场化机制成为核心驱动。强制配储政策退出后，峰谷电价差扩大、电力现货市场扩容、容量电价补偿逐步落地、辅助服务市场完善等市场化因素，取代了行政指令成为行业增长的主要动力。2025年，全国多数省份优化分时电价政策，山东、江苏等地通过拉大峰谷价差、细化时段划分，为储能项目创造了较大的套利空间；电力现货市场覆盖范围持续扩大，针对储能电站的容量补偿政策落地实施，储能参与调频、备用等辅助服务的收益渠道不断拓宽，政策对行业的刺激叠加现货市场的不断完善，成为储能发展的核心驱动。

从全球格局来看，中国产业链优势持续强化。我国拥有全球最完整、规模最大、技术最先进的储能产业链，储能电池和系统出货量分别占全球市场的90%和70%以上，全球前十储能电芯企业均为中国企业，市占率达89.9%。2025年，国内企业加速全球化布局，宁德时代海外收入占比已超30%，亿纬锂能海外收入达24.25%，中东、澳洲等新兴市场成为中国储能企业的第二增长曲线。

（二）全国及各省政策落地：顶层设计领航，地方差异化布局

2025年，我国储能政策体系呈现“国家定方向、地方出细则”的鲜明特征。国家层面聚焦市场化改革与技术创新，地方层面则结合资源禀赋与发展需求，出台差异化政策，形成了“全国统筹、地方特色”的政策格局。

1. 国家层面政策：市场化与规模化双轮驱动

国家层面政策核心围绕“市场化转型”与“规模化建设”两大主线，为行业发展划定清晰路径。

市场化改革深化：年初，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（136号文），正式取消新能源电站强制配储要求，推动储能全面进入市场化发展阶段，明确储能项目通过峰谷套利、辅助服务、绿电交易等市场化方式实现盈利。年底，两部委再发《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，明确直接参与市场用户不再执行政府分时电价，分时段交易机制衔接现货市场，标志电力市场化改革进入精细化阶段。

规模化目标明确：国家发改委、能源局印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，到2027年全国新型储能装机规模要达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元；而根据行业预判，“十五五”期间全国新型储能装机规模有望进一步攀升至3亿千瓦，以满足28亿—30亿千瓦时左右的新能源消纳需求。

技术路线引导：工信部装备工业发展中心发布《新型储能技术发展路线图（2025-2035年）》，明确了锂电池、液流电池、压缩空气储能、全固态电池等多技术路线并行发展的方向，提出到2030年新型储能装机容量预计超过2.4亿千瓦，为行业中长期技术迭代指明方向。

2. 地方层面政策：差异化布局，落地成效分化

2025年，各省结合自身资源条件、电网需求与产业基础，出台了各具特色的储能政策，政策重点集中在电价机制、应用场景、产业扶持三个维度，落地执行效果呈现显著分化。举例如下：

山东省：电价激励力度大，市场化机制成熟。全面推行“五段式”分时电价，尖峰电价较平段上浮100%，最大价差近1元/千瓦时；泰安市编制国内首个《盐穴储能综合利用规划》，打造“储能之都”，肥城盐穴压缩空气储能基地落地项目，总投资340亿元；截至2025年9月，新型储能在运规模达965万千瓦，居全国第三。

甘肃省：依托装备制造基地，打造五个功能区。围绕“打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地”命题，打造“五个功能区”。在技术路线上提出：结合系统供电保障和安全稳定运行需要，建设一批电化学储能、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线的新型储能电站，合理规划建设共享储能项目。在电网关键节点布局一批电网侧储能，探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设模式。拓展新型储能在零碳园区、智能微电网等领域应用场景。

江苏省：聚焦用户侧收益提升，落地成效显著。扩大分时电价执行范围，增设午间谷时段，赋予100千伏安以下用户分时电价自主选择权；工商业储能项目落地速度加快推进，同时重点发展电网侧储能与用户侧储能， “储能+绿电交易”模式落地应用。

浙江省：新政压缩套利空间，倒逼技术与模式创新。8月调整分时电价浮动比例，压缩两充两放时段；储能加权电价价差降幅达28.5%，部分小型储能项目暂缓推进；企业转向长时储能技术研发。

上海市：场景多元化，技术创新导向明显。出台《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案(2025—2030年)》，明确2026年应用规模80万千瓦以上，2030年超200万千瓦；推进V2G示范，计划2030年建成3-5万个智能充放电桩；布局临港新片区“源网荷储”一体化项目落地。

此外，青海、新疆等新能源资源富集省份，政策重点围绕新能源消纳，支持“风光储”一体化项目建设；广东、福建等沿海省份则聚焦用户侧储能与海上风电配储，探索多元收益模式。

3.各省收益情况：价差主导，区域分化显著

2025年，储能项目收益主要依赖峰谷电价套利与辅助服务收入，部分省份还有容量电价补偿政策作为成本兜底。受各省电价政策、电力市场成熟度、新能源消纳需求等因素影响，区域收益差异显著，呈现“东部高、中西部分化”的格局。

从收益情况看，山西凭借调频高收益政策，储能电站收益屹立各省之首；蒙西的容量补偿标准、补偿时间领先全国；甘肃、河南、宁夏、山东、江苏、河北南网等地政策（含容量电价）配套相对完善、电价机制相对合理，储能项目落地速度快，收益相对稳健；而部分省份因电价机制不完善、并网条件受限等问题，政策执行效果未达预期。

作者前面的文章对以上省份已做了详细分析，参见储能合集文章，如下：

储能（内含：①山西、山东、蒙西、河北、河南、甘肃、宁夏、辽宁及西北五省2025年收益模式深度解读及2026年趋势研判；②山西、山东、南方区域储能电站调频收益的计算逻辑）

（四）储能厂家与电站发展：规模扩张与格局重塑并行

2025年，储能产业链各环节呈现“头部集中、中小企业承压”的格局，厂家竞争从价格战向技术战、规模战升级，电站建设则呈现“大型化、集约化、多元化”趋势。

1. 储能厂家：头部领跑，技术迭代加速

电芯环节：头部企业主导技术迭代，大电芯趋势显著。宁德时代、海辰储能、比亚迪等头部企业占据市场主导地位，2025年全球前十储能电芯企业市占率达89.9%。技术方面，电芯容量从280Ah向314Ah、472Ah甚至500Ah+演进，近20家电芯企业推出500Ah+大电芯产品或规划，头部厂商于2025年第三季度开启批量交付，新一代电芯有望降低系统成本约40%。研发投入方面，宁德时代2014年以来累计研发投入超800亿元，截至2024年底拥有专利及在申请专利合计达43000多项，构建起多级安全体系，将电芯安全失效率从PPM级降至PPB级。

系统集成环节：低价竞争加剧，行业洗牌提速。过去3年间，储能系统均价下跌约80%，2025年部分集采项目中标价格甚至低于0.4元/瓦时，严重偏离成本。约三分之一的系统集成商以低于成本的价格销售，全行业面临普遍亏损，部分中小企业为生存牺牲品质，埋下安全隐患。行业无序扩张态势明显，累计注册储能企业已超30万家，预计3年内大批企业将被淘汰。

设备制造环节：国产化率提升，细分领域突破。压缩空气储能关键设备国产化率已突破90%，肥城盐穴储能基地吸引多家核心装备制造商落户，形成年产各类储能装备40余台套、产值200亿元以上的产能规模；超级电容、液流电池、钠离子电池等领域关键材料研发取得进展，全钒、锌基、铁基液流电池技术路线持续完善。

2. 储能电站：规模增长，场景多元化发展

独立储能电站：成为装机主力，规模化趋势明显。2025年全国独立储能电站新增装机占比超40%，山东、江苏、青海等省份布局多个百兆瓦级项目，肥城盐穴压缩空气储能基地在建及洽谈项目22个，总投资340亿元，打造全国规模最大的盐穴储能示范基地。中国华能在江苏建设350兆瓦全球最大盐穴压缩空气储能电站，成为电网侧储能标杆项目。

用户侧储能：工商业场景爆发，应用灵活化。工商业储能新增装机占比达38%，成为增长最快的细分领域，覆盖工业园区、数据中心、商业综合体、通信基站等场景。苏州、无锡等制造业发达地区，工商业用户通过配置储能系统降低用电成本，保障供电可靠性，项目投资回收周期普遍在5-7年。

多元化场景电站：创新模式涌现，技术融合深化。上海推进V2G示范，计划2030年建成3-5万个智能充放电桩；中国华能在浙江率先建起全国首个接入实时调度系统的虚拟电厂，聚合分布式光伏储能等资源参与辅助服务；临港新片区落地“风、光、储、氢”多能互补项目；飞轮储能在轨道交通再生制动能量回收场景中实现应用，多元化场景成为电站建设的新热点。

二、2025年储能行业发展存在的核心问题

尽管2025年储能行业规模实现跨越式增长，但在市场化转型、政策执行、技术创新、产业链发展等方面仍存在诸多深层次问题，将成为2026年制约行业高质量发展的瓶颈。

（一）市场化机制不完善，价格信号引导有待提升

1.分时电价机制面临重构：随着直接参与市场用户不再执行政府分时电价政策的落地，约64%用电量转向市场定价，短期可能导致峰谷价差收窄，传统单一套利模式承压。未来随着市场化分时电价在2026年逐步落地实施，储能电站的峰谷套利难度将指数级上升，收益的不确定性将增大，不利于全国储能电站的落地和加快布局。

2.电力市场衔接不畅：中长期市场与现货市场联动不足，分时段交易机制尚未完全落地，储能项目风险对冲能力不足。部分地区现货市场出现极端价格，山东分布式光伏现货交易日均价曾跌至0.0159元/千瓦时，甚至出现负电价，加剧了项目盈利的不确定性。

3.辅助服务市场价值未充分体现：调峰、备用、调频等辅助服务定价机制不尽合理，储能参与辅助服务的门槛较高，部分地区存在“调用频繁但收益偏低”的现象，难以覆盖项目运营成本。跨省跨区交易壁垒未破，储能资源难以在更大范围内优化配置。

4.容量电价机制未全面落地：针对储能电站的容量电价机制还未全国推开，虽然随着国家《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》政策落地，2026年各省有望全国推进落实容量电价政策，但容量电价的定价机制是否合理、储能电站容量系数认定、价格的基准值为多少及最终容量收益是否能够达到预期等，仍是从业者及投资者的关切问题。

（二）政策执行存在堵点，区域发展不均衡

1.政策落地“最后一公里”问题突出：部分省份虽出台储能支持政策，但在操作层面缺乏配套的、细致的落地实施细则，无形中形成了一定的行业政策壁垒，导致政策难以落地。如，部分地区储能项目并网审批流程复杂、周期过长，甚至出现“并网难、调度难”的情况，影响项目正常运营。

2.区域政策同质化与差异化失衡：部分资源禀赋相似的省份政策缺乏协同，存在重复建设、恶性竞争现象；而部分中西部省份政策针对性不足，未能结合本地新能源消纳需求与电网实际，政策支持力度与东部省份差距较大，加剧了区域发展不平衡。

3.政策稳定性不足：部分省份电价政策、补贴政策调整过于频繁，企业难以形成稳定的投资预期，导致部分项目暂缓或取消。如，浙江分时电价政策调整后，部分小型储能项目因收益不及预期被迫停工。

（三）技术结构性矛盾突出，安全与效率双重挑战

1.技术路线不均衡：锂电储能占比过高，2小时以内的中短时储能项目占比超七成，而“十五五”期间新能源消纳亟需的跨日、跨季节调峰长时储能技术仍处于示范阶段。超级电容、压缩空气、液流电池等技术路线虽取得进展，但规模化应用不足，成本偏高。

2.安全风险不容忽视：随着储能系统调用频率提高，安全事故风险上升，截至2025年5月，全球已发生167起储能安全事故。部分企业为降低成本，在材料选择、系统设计、施工建设等方面偷工减料，进一步加剧了安全隐患。储能安全标准体系尚不健全，热失控预警、高效灭火等关键技术有待突破。

3.创新能力有待提升：在资本加持下，不少企业倾向于抄袭和复制，自主创新意愿不强。行业研发投入集中在头部企业，中小企业研发能力薄弱，核心材料、关键设备的自主保障能力仍有不足，退役电池循环利用体系尚不健全。

（四）产业链“内卷”严重，可持续发展能力不足

1.低价恶性竞争蔓延：储能系统价格三年内暴跌近八成，部分集采项目中标价低于0.4元/瓦时，严重偏离成本。低价竞争不仅导致企业盈利能力大幅下降，还影响研发投入，削弱中国企业长期竞争力，甚至蔓延至海外市场，损害中国储能产业的国际形象。

2.行业无序扩张：累计注册储能企业已超30万家，大量缺乏技术、资金、资质的企业涌入市场，导致产能过剩与资源浪费。部分企业盲目扩张产能，忽视技术创新与质量管控，未来三年行业洗牌不可避免，大批电站可能面临无人维护的境地。

3.产业链协同不足：上游材料企业、中游系统集成商、下游电力开发商之间缺乏紧密合作，存在信息不对称、利益分配不均等问题。部分上游企业随意涨价，下游企业拖欠款项，影响产业链稳定运行；全球化供应链布局尚不完善，部分核心零部件依赖进口，面临贸易壁垒风险。

（五）收益模式单一，项目经济性承压

1.盈利渠道狭窄：多数储能项目依赖峰谷电价套利，而政府分时电价退出市场用户端后，单一套利模式难以为继，辅助服务、需求响应、虚拟电厂聚合等多元收益模式尚未完全普及落地。绿电交易与储能的结合机制不完善，储能在碳减排核算中的价值未得到充分体现。

2.初始投资偏高：尽管头部企业储能系统成本有所下降，但中小企业项目初始投资仍偏高，20万千瓦时级项目初始投资约1.6亿元，部分地区回收周期长达10年以上，超过企业可承受的投资回报周期，影响企业投资积极性。

3.融资渠道有限：储能项目投资大、回收周期长，中小企业融资难度大、融资成本高。金融机构对储能项目的风险评估体系不完善，缺乏针对性的融资产品，资产证券化、融资租赁等创新融资模式融资门槛高、对主体要求越来越高。

三、2026年储能行业发展展望与建议

2026年是“十五五”规划开局之年，也是储能行业从高速增长向高质量发展转型的关键一年。国家能源局明确2026年新增风电太阳能装机超2亿千瓦，新能源消纳压力进一步加大，为储能行业带来广阔市场空间。结合最新电价政策、“十五五”初步规划要求及行业痛点，从从业者、投资者、运营者三大核心视角，提出以下发展建议，助力行业精准把握政策红利与市场机遇。

（一）从业者：锚定技术迭代与模式创新，构建核心竞争力

1. 技术研发聚焦“长时化+安全化”，契合“十五五”需求

布局长时储能技术赛道：“十五五”期间3亿千瓦储能装机目标中，长时储能将成为关键增量，从业者应重点关注压缩空气储能百兆瓦级装备制造、液流电池关键材料、全固态电池电解质等核心技术的发展和应用。同时，实时关注500Ah+大电芯量产与迭代、长时储能系统集成方案优化提升的动态，积极抢占“沙戈荒”新能源基地外送配套储能市场。

筑牢安全技术底线：针对行业频发的安全事故，从业者需建立全生命周期安全管控体系。自研或采购应用高精度热管理系统、AI驱动的安全预警模型，将热失控预警窗口提前至事故前72小时；严格遵循安全标准，杜绝偷工减料，从材料选型、系统设计到施工安装全流程把控质量，避免因短期成本压力牺牲长期安全。

差异化技术布局：头部企业可聚焦多技术路线并行发展，中小企业应避开同质化竞争，深耕BMS、EMS、PCS等核心部件细分领域，形成技术壁垒。关注钠离子电池、氢能储能等新兴技术，提前布局专利储备，把握技术迭代机遇。

2. 商业模式适配市场化改革，摆脱价差依赖

转型多元收益模式：面对政府分时电价退出市场用户端的政策变化，从业者需加速从“单一套利”向“辅助服务+需求响应+虚拟电厂”多元收益模式转型。主动对接电力现货市场，优化充放电策略，通过参与调频、备用等辅助服务提升收益；联合售电公司，聚合分布式储能资源参与虚拟电厂，获取容量租赁与响应补贴收益。

深化场景化合作：针对不同区域新能源消纳需求，开发定制化解决方案。在东部负荷中心，聚焦工商业储能与V2G场景，提供“储能+能效管理”综合服务；在中西部新能源基地，主打“风光储”一体化项目配套储能系统，提升新能源并网友好性；在电网末端地区，开发缓解输电阻塞的储能方案，替代输配电设施投资。

强化产业链协同：上游材料企业与下游系统集成商建立长期战略合作，锁定原材料价格，稳定供应链；系统集成商与电站运营商联合开展实证测试，实地落实产品真实参数，破解行业“参数虚标”乱象，构建可信市场环境。

（二）投资者：把握政策导向与区域分化，精准布局优质标的

1. 聚焦政策红利区域与赛道，规避低效产能

优选高潜力区域：重点布局山西、蒙西、宁夏、山东等市场化机制成熟或新能源消纳需求旺盛的省份，以及“沙戈荒”新能源基地、跨省跨区输电通道沿线区域，所在省份的电站位置选择最为重要。这些区域在“十五五”新型电力系统建设中，储能项目调用率与收益稳定性更高，政策支持力度更大。

锁定优质赛道标的：投资优先倾向长时储能技术企业、安全管控能力突出的头部电芯企业，以及虚拟电厂运营服务商。避开单纯依赖低价竞争的中小企业，这类企业在行业洗牌中将面临淘汰风险，可能引发“孤儿电站”投资损失。关注海外布局能力强的企业，把握中东、澳洲等新兴市场增长机遇。

警惕政策与市场风险：密切跟踪各省电价政策与电力市场改革动态，避免投资电价机制不稳定、并网条件受限的区域项目。建立项目全周期风险评估体系，重点考察技术成熟度、运营团队能力与收益模式可持续性，防范技术迭代、运营软兜底与市场价格波动风险。

2. 创新投资模式，降低资金压力

参与产业基金与联合投资：联合金融机构设立储能专项投资基金，聚焦技术创新型企业、当地资源方及规模化电站项目，通过股权合作分摊投资风险。对于百兆瓦级以上长时储能项目，采用“投资者+建设方+资源方+运营方”联合投资模式，共享收益、共担风险。

布局产业链上下游投资：上游聚焦锂、钠等关键资源与核心材料企业，中游投资技术领先的系统集成商，下游参与优质储能电站项目股权认购，形成产业链投资协同效应。通过上下游绑定，降低原材料价格波动与供应链中断风险。

（三）运营者：优化全周期运营管理，提升项目盈利效率

1. 精细化运营适配市场定价机制

建立智能调度体系：针对分时段交易与现货市场衔接的政策要求，运营者需搭建基于大数据与AI的智能决策平台，精准预测电价波动与新能源出力，优化充放电时段与功率，最大化价差套利与辅助服务收益。例如，在现货市场价格峰值时段增加放电量，在新能源大发导致电价低迷时段加大充电力度。

强化设备运维管理：建立常态化运维机制，定期开展设备巡检与性能测试，提升储能系统可用率与循环寿命。针对不同技术路线项目制定差异化运维方案，锂电储能重点监测电池衰减情况，压缩空气储能聚焦关键设备损耗维护，避免因运维不当导致项目提前退出运营。

区域差异化运营策略：高收益区域重点提升系统运行效率，探索尖峰时段额外放电收益；中等收益区域拓展辅助服务市场与绿电交易收益，提升综合收益率；低收益区域（中西部部分省份）通过参与新能源消纳专项调度，获取政策补贴与调度奖励。

2. 拓宽收益渠道与融资路径，改善现金流

挖掘增值服务潜力：在基础充放电服务之外，拓展储能电站增值服务。为新能源电站提供容量租赁与消纳保障服务，收取服务费用；探索参与碳交易市场，将储能项目碳减排效益转化为碳配额收益；向用户提供应急供电、能效管理咨询等增值服务，提升项目综合收益。

优化融资方案：对接政策性银行，申请中长期低息贷款，将贷款期限延长至10-15年，匹配储能项目回收周期。积极利用融资租赁、资产证券化（ABS）等创新融资工具，盘活存量电站资产，缓解资金压力。联合保险公司开发储能专项保险产品，覆盖设备故障、安全事故等风险，降低运营不确定性。

加强政策红利兑现：密切关注各省储能补贴、税收优惠等政策，确保项目符合申报条件，及时兑现政策红利。主动参与地方储能示范项目申报，获取示范补贴与优先并网权，提升项目盈利能力。

结语

2025年，中国储能行业在规模扩张中完成了市场化转型的初步探索，在矛盾凸显中明确了高质量发展的核心方向。2026年，随着“十五五”规划的正式落地、2亿千瓦新能源新增装机目标的推进，以及电力市场化改革的持续深化，储能行业将迎来更为广阔的发展空间，同时也面临着技术迭代、模式重构与行业洗牌的多重考验。

对于从业者而言，技术创新与模式转型是破局关键；对于投资者而言，精准把握政策导向与区域分化是盈利核心；对于运营者而言，精细化管理与多元收益是生存根本。唯有三方协同发力，以技术创新破解结构性矛盾，以市场化思维适配政策变革，以高质量发展契合“十五五”规划要求，才能推动储能行业摆脱“内卷”困境，真正成为新型电力系统的核心支撑与能源转型的关键力量。

展望未来，中国储能行业不仅将实现3亿千瓦装机的规模跨越，更将在技术自主化、市场成熟化、产业规范化方面实现质的飞跃，为全球能源革命贡献中国智慧与中国方案。在政策红利与市场需求的双重驱动下，坚守长期主义、聚焦核心价值的行业参与者，必将在这场能源转型的浪潮中抢占先机、赢得未来。

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