报 告 简 介

储能，通俗而言就是“电力蓄水池”——在电能富余时存起来，在电力短缺时放出来。这一看似简单的功能，正在重塑全球能源体系的运行逻辑。随着新能源发电占比的持续提升，电力系统的波动性大幅增加，储能作为平抑波动、保障供应的关键技术，已从“可有可无的配套”成长为新型电力系统的“核心支撑”。

过去五年，中国储能产业完成了从“小荷才露尖尖角”到“全球第一”的跨越。据国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2026）》显示，截至2025年底，全国新型储能累计装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长84.3%，较“十三五”末增长超40倍。新型储能已超过抽水蓄能成为第一大调节性资源。进入2026年，行业延续高增长态势——截至6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。全球视角下，2026年上半年全球储能电池出货量达461.3GWh，同比增长71%，中国企业包揽全球出货前十，合计占据89%的市场份额。

政策体系的深刻变革是理解这一轮储能热潮的关键。2025年2月，136号文明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件”，持续近8年的行政性“强制配储”正式退出历史舞台。2026年1月，114号文首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，被业内称为储能的“底薪”。两份文件共同构成了“容量保底+市场增益”的制度框架，标志着储能行业正从“要我建”的政策驱动阶段，全面迈入“我要建”的市场驱动阶段。

在产业层面，储能技术路线呈现“锂电主导、多元协同”的格局。磷酸铁锂电池占据新型储能新增装机的98%以上，与此同时，钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能等新兴技术正以年均40%的增速加速渗透，尤其在4小时以上长时储能领域展现出替代潜力。应用场景方面，独立储能已成为装机主体，2025年新增装机中独立储能占比达57.5%。用户侧储能虽占比降至约8%，但在广东、浙江、江苏等高电价差地区，工商业储能的投资回收期已缩短至4-5年。AI数据中心储能等新兴场景正在成为储能行业新的增长极。

展望未来，CNESA预测2030年中国新型储能累计规模将达到371-451GW，2026-2030年复合年均增长率为20.7%-25.5%。全球储能市场同样前景广阔——BNEF预计到2050年全球储能装机容量将从2025年的223GW增至3.8TW，增长16倍。中国储能企业正加速从“产品出口”向“产能出海”转型，远景动力、宁德时代、比亚迪等头部企业在欧洲、东南亚、中东等地的本土化产能布局已全面铺开。

本白皮书基于国家能源局、CNESA、SNE Research、TrendForce等权威机构的一手数据，从市场规模、政策演变、技术路线、应用场景、安全标准、商业模式、成本价格、趋势预测等维度，对中国储能行业进行了全景式扫描与深度分析。全书共九章，涵盖全球与中国的市场格局、电化学与机械储能的成本与性能对比、电源侧与电网侧及用户侧的盈利模式、新国标下的安全成本增量、以及2026-2030年的装机规模量化预测。报告力求以权威数据为基石、以客观分析为准则，为政府部门、行业从业者及研究机构提供一份兼具战略高度与实操价值的参考资料。

目    录

第一章 储能产业总览与战略背景

1.1 储能定义与分类

1.2 储能政策驱动历程与战略定位

1.3 储能产业链价值分布

第二章 全球储能市场分析

2.1 全球储能市场规模与格局

2.1.1 全球储能累计装机规模

2.1.2 全球储能市场区域格局

2.2 主要国家和地区储能市场分析

2.2.1 美国市场

2.2.2 欧洲市场

2.2.3 其他重点市场

2.3 全球储能发展趋势与展望

2.3.1 装机规模持续高速增长

2.3.2 中国引领、多元并进的区域格局

2.3.3 技术路线多元化加速

2.3.4 储能正接近光伏装机规模

2.3.5 新兴应用场景持续拓展

第三章 中国储能市场全景扫描

3.1 中国储能政策与标准体系

3.1.1 政策体系总览

3.1.2 重大政策节点

3.1.3 政府工作报告

3.1.4 安全标准体系

3.2 中国储能市场规模

3.2.1 累计装机规模

3.2.2 发展速度的历史对比

3.3 中国新型储能装机分析

3.3.1 新增装机规模

3.3.2 应用场景分布

3.3.3 储能时长结构

3.4 中国储能招投标市场分析

3.4.1 招标规模

3.4.2 中标价格

3.5 中国储能企业出货情况

3.5.1 全球储能电池出货

3.5.2 全球储能电芯出货

3.5.3 中国企业竞争格局

3.6 中国储能企业出海总体态势

3.6.1 锂电池出口规模

3.6.2 海外储能订单

3.7 中国储能行业投融资分析

3.7.1 储能产业基金

3.7.2 重点企业融资与扩产

3.7.3 电芯成本波动对投融资的影响

第四章 储能技术路线分析

4.1 储能技术路线总体格局

4.2 电化学储能

4.2.1 锂离子电池储能

4.2.2 钠离子电池储能

4.2.3 液流电池储能

4.3 机械储能

4.3.1 抽水蓄能

4.3.2 压缩空气储能

4.3.3 飞轮储能

4.4 氢能与长时储能

4.4.1 电解槽效率

4.4.2 储氢成本

4.4.3 平准化储能成本

4.5 技术路线综合对比与趋势研判

第五章 中国储能应用场景分析

5.1 电源侧储能

5.1.1 新能源配储利用率现状

5.1.2 未达标的考核与罚款成本

5.2 电网侧储能

5.2.1 容量租赁市场

5.2.2 现货市场峰谷价差套利

5.2.3 辅助服务补偿标准

5.2.4 典型100MW/200MWh项目IRR测算模型

5.3 用户侧储能

5.3.1 工商业储能

5.3.2 户用储能

5.4 新兴应用场景

5.4.1 数据中心+储能

5.4.2 光储充一体化项目

5.5 应用场景趋势研判

第六章 中国储能安全底线

6.1 储能安全形势数据

6.1.1 全球储能电站火灾事故总体统计

6.1.2 中国储能安全形势

6.2 储能厂家质保与安全承诺对比

6.2.1 头部电芯企业质保承诺

6.2.2 行业质保标准趋势

6.3 储能安全成本增量测算

6.3.1 新国标体系概述

6.3.2 安全成本增量测算

6.3.3 安全成本增量的行业影响

第七章 中国储能行业商业模式与市场机制

7.1 中国储能行业主要商业模式

7.1.1 独立储能

7.1.2 共享储能

7.1.3 新能源配储

7.1.4 工商业储能

7.1.5 虚拟电厂

7.2 中国储能行业盈利机制分析

7.2.1 “三支柱”盈利框架

7.2.2 峰谷套利收益测算

7.2.3 辅助服务补偿标准

7.2.4 容量电价定价方式

7.3 中国储能行业典型项目案例

7.3.1 独立储能案例一：山东诸城滨河浩昱100MW/200MWh独立储能电站

7.3.2 独立储能案例二：甘肃通渭易恒宸100MW/400MWh独立储能项目

7.3.3 工商业储能案例：广东华鳌合金新材料有限公司用户侧工商业储能项目

7.3.4 典型案例对比

7.4 中国储能行业商业模式趋势研判

第八章 中国储能行业成本与价格分析

8.1 储能系统成本构成

8.1.1 典型储能系统成本结构拆解

8.1.2 成本下降贡献度分析

8.2 储能系统价格走势

8.2.1 储能系统集采/框采月度中标均价走势

8.2.2 碳酸锂价格走势与储能系统价格的关联分析

8.3 不同技术路线全生命周期度电成本对比

8.3.1 各技术路线LCOS详细拆解

8.3.2 各技术路线LCOS详细拆解表

8.3.3 各技术路线LCOS趋势研判

第九章 中国储能行业趋势预测

9.1 中国储能装机规模量化预测

9.1.1 预测模型与情景设定

9.1.2 年度装机预测推演

9.2 中国储能系统价格与成本趋势预测

9.2.1 碳酸锂价格走势预判

9.2.2 储能系统价格走势预判

9.2.3 储能系统价格底部判断

9.3 中国储能技术路线渗透率预测

9.3.1 技术路线多元化加速

9.3.2 各技术路线装机占比预测

9.3.3 渗透率变化的核心驱动因素

9.4 中国储能出海格局演变预测

9.4.1 出海现状与阶段性特征

9.4.2 海外本土化建厂趋势

9.4.3 贸易壁垒与政策约束

9.4.4 直接出口vs海外本土化产能比例演变预测

附录

附录一：2026年H1中国储能企业出货量/中标量

附录二：全国各省分时电价政策汇总表

附录三：主要储能企业海外建厂/合资进展一览表

正    文

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第一章　储能产业总览与战略背景

1.1　储能定义与分类

储能，简单来说就是把能量“存”起来，等需要的时候再“取”出来用。在电力系统中，储能技术的核心作用是在电能富余时将其转化为其他形式的能量存储，在电力短缺时再将其释放回电网，从而实现电力的时间平移和供需平衡。这就像是一个大型的“电力蓄水池”——发电多了就存进去，用电高峰就放出来。

根据能量存储形式的不同，储能技术可划分为多种类型。目前主流的分类框架通常将储能分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能五大类别。其中，机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能；电化学储能则以各类电池技术为代表，包括锂离子电池、液流电池、钠离子电池、铅蓄电池等；化学储能主要指氢储能；电磁储能包括超导储能和超级电容器储能等。

在实际产业应用中，行业普遍将储能分为“抽水蓄能”和“新型储能”两大板块。抽水蓄能是当前技术最成熟、装机规模最大的储能类型，通过上下水库的水位势能差实现电能的存储与释放，单机功率大、寿命长，但对地理条件要求高、建设周期长。新型储能则泛指抽水蓄能以外的各类储能技术，主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能等。

近年来，随着锂离子电池技术的快速迭代和成本的大幅下降，以电化学储能为主的新型储能异军突起。截至2025年底，中国新型储能累计装机占电力储能总规模的比例已超过三分之二，标志着储能产业的技术格局正在从“抽水蓄能独大”向“多技术路线并举”加速演进。

图表1　主要储能技术分类及特点

数据来源：国家能源局、CNESA

1.2　储能政策驱动历程与战略定位

中国储能产业的政策演变，大致可以划分为四个阶段，每个阶段的战略定位都在逐步升级。

“十二五”时期（2011-2015年）：概念引入阶段。能源五年规划中首次提及储能，当时主要是作为新能源消纳的配套手段来定位的。这一阶段以技术探索和验证为主，商业模式和市场机制尚未形成，储能更多地停留在学术讨论和少量示范项目的层面。

“十三五”时期（2016-2020年）：示范培育阶段。这一阶段的标志性事件是国家层面首部储能指导意见的正式发布，储能被定位为“现代电力系统的关键环节”。政策开始从“被动配置”向“主动调节”转变，推动多批试点示范项目落地，储能产业开始迈向商业化探索。不过坦率地说，这一时期储能产业整体仍处于“小荷才露尖尖角”的状态，市场规模有限。

“十四五”时期（2021-2025年）：规模化发展阶段。这是储能产业真正“起飞”的五年。储能首次被写入政府工作报告，提升至国家能源战略核心地位，被定位为“支撑新型电力系统建设的重要基础”和发展新质生产力的新动能。2021年7月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），提出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。此后政策密集出台——2022年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号），进一步明确了发展路线图；2024年，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号），提出规范并网接入、加强调度运用。

这一阶段最核心的政策驱动逻辑是新能源“强制配储”——将配置储能作为新建新能源项目并网的前置条件。这一政策为储能产业的规模化发展奠定了坚实基础，但也带来了“建而不用”“利用率偏低”等问题，储能产业在一定程度上陷入了“为配而配”的困境。不过，正是在这种强力政策推动下，全国新型储能装机规模从“十四五”初期的约300万千瓦跃升至2025年底的1.36亿千瓦以上，总体呈现逐年翻倍的发展态势。

“十五五”开局（2026年至今）：市场化高质量发展阶段。2025年是一个关键的政策转折点。2025年1月27日，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》（发改价格〔2025〕136号，即“136号文”），核心内容是推动新能源上网电量全面进入电力市场。该文件的出台客观上为储能从“强制配储”走向“按需配置”创造了条件，储能电站可作为独立主体参与电力市场交易。2025年8月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（发改能源〔2025〕1144号），提出到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，三年内新增装机超过1亿千瓦，带动项目直接投资约2500亿元。2025年10月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），提出到2030年协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，到2035年适配高比例新能源的新型电力系统基本建成。

2026年1月，国家发展改革委、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，即“114号文”），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”，让储能电站有了稳定的收益预期。

党的二十届四中全会于2025年10月召开，全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》明确提出“大力发展新型储能”，对加快建设新型能源体系作出战略部署。“十五五”规划纲要进一步将新型储能定位为新型能源体系的核心支撑，正式纳入国家战略性新兴支柱产业。2026年7月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号），提出“十五五”时期全国新增新型储能约1.6亿千瓦（该文件于2026年8月3日对外公开）。

回顾这一政策演变历程，可以发现一条清晰的逻辑主线：储能从“新能源的配套技术”起步，逐步成长为“现代电力系统的关键环节”，再到“新型电力系统的核心支撑”，最终上升为“国家战略性新兴支柱产业”。政策驱动逻辑也从“强制配储”的行政命令，全面转向“电能量+辅助服务+容量电价”的市场价值驱动——用更通俗的话说，就是从“要我建”变成了“我要建”。

图表2　中国储能政策演进关键节点

数据来源：国家发展改革委、国家能源局、CNESA

1.3　储能产业链价值分布

储能产业链涵盖了从上游原材料到下游应用的全链条。理解这条产业链的价值分布，有助于把握整个行业的利润流向和竞争格局。

上游：原材料与核心部件。产业链的最上游是锂、钴、镍等矿产资源以及正极材料、负极材料、电解液、隔膜等电池材料。2025年，储能产业链核心材料价格经历了显著波动——据Mysteel数据，电池级碳酸锂6月末跌至6万元/吨的全年低点，年末价格突破12万元/吨；据上海钢联数据，动力型磷酸铁锂正极材料价格自2025年6月开始持续上涨，至12月中旬涨至4.12万元/吨，半年内涨幅接近30%。材料价格的大幅波动直接影响着下游电池和系统集成环节的成本与利润。

中游：电芯制造与系统集成。这是产业链的价值核心所在。从储能系统成本构成来看，储能电池是系统的核心能量存储单元，占据最大成本份额，约为60%；系统电气件（主要包括储能变流器PCS等）占比约25%，系统结构件占比约12%。

电芯环节是产业链中集中度最高的环节。据行业数据显示，2025年上半年全球储能电芯市场CR5（前五大企业市场集中度）达71.9%。2025年，中国储能锂电池出货量达630GWh，同比增长85%。龙头企业如亿纬锂能2025年储能电池出货71.05GWh，同比增长40.84%，储能电池收入244.41亿元。

系统集成环节则是储能系统整体价值链的提供方，头部企业订单高涨。据行业统计，2025年前三季度，储能电芯、储能PCS、储能系统集成三大核心赛道合计营收突破1.2万亿元。阳光电源2025年储能系统营业收入达到372.87亿元。

中国拥有从电池、PCS到系统集成的完备储能产业链，在全球储能供应链中占据主导地位。全球储能电芯出货前十的企业均为中国企业，全球出口占比超过90%。国产储能产业链具备明显优势，电芯、储能系统环节的全球份额持续提升。

下游：应用与运营。产业链的下游是储能电站的投资、建设与运营，主要包括电源侧（新能源配储）、电网侧（独立储能电站）和用户侧（工商业储能、户用储能）三大应用场景。当前，中国新型储能的主要应用场景已从用户侧为主转向独立储能为主——截至2025年底，独立储能占中国新型储能累计装机的58%。

图表3　储能产业链价值分布与关键数据

数据来源：CNESA、GGII、Mysteel、上海钢联

从价值分配的动态趋势来看，有几个值得关注的变化。首先，随着储能系统价格持续走低和容量电价机制的落地，下游运营环节的盈利能力正在改善，储能项目正从“成本项”转向“价值项”。其次，电芯环节由于技术壁垒高、产能门槛大，仍将保持较高的价值集中度，但系统集成环节通过向上下游延伸服务（如运维、运营优化），正在加快价值延伸。第三，中国储能产业链的全球竞争优势正在从“成本优势”向“技术+成本+规模”的综合优势演进，海外市场正在成为头部企业的重要增长极。

从产业链各环节的竞争格局来看，上游资源端受原材料价格周期影响较大，利润波动剧烈；中游电芯制造环节技术壁垒高、市场集中度显著，是产业链价值沉淀最深的环节；系统集成环节通过一体化整合向上下游延伸，价值空间正在拓宽；下游运营环节在容量电价等市场化机制落地后，盈利能力逐步改善。随着行业从“政策驱动”迈向“市场驱动”，产业链各环节的价值分配逻辑正在发生深刻重构，单纯依靠规模扩张的粗放增长模式正在让位于依靠技术迭代和运营优化的高质量发展模式。

第二章　全球储能市场分析

2.1　全球储能市场规模与格局

2.1.1　全球储能累计装机规模

全球储能产业在2025年迎来了里程碑式的发展。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《储能产业研究白皮书2026》统计，截至2025年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模达到496.2GW，同比增长33.3%。这一数字标志着全球电力储能装机规模已逼近500GW大关，储能产业正式进入规模化发展的新阶段。

从技术结构来看，最显著的变化是抽水蓄能的累计装机占比首次降至50%以下，较2024年同期下降11.5个百分点。这一转折具有标志性意义——长期以来，抽水蓄能一直占据全球电力储能的“半壁江山”，而新型储能的迅猛发展正在彻底改变这一格局。截至2025年底，全球新型储能累计装机规模已达到278.7GW/687.5GWh，同比增长68.5%/79.9%。新型储能平均储能时长为2.47小时，较2024年同期提高0.16小时，反映出长时储能项目的占比正在逐步提升。

从新增装机来看，2025年全球新增投运电力储能项目装机规模首次突破100GW，达到123.9GW，同比增长49.3%。其中，新型储能新增装机占比超过90%，达到113.3GW/305.8GWh，同比增长52.9%/72.0%。

彭博新能源财经（BNEF）发布的《2026年上半年储能市场展望》报告同样印证了这一趋势。报告显示，2025年全球新增非抽水蓄能储能系统达112GW/307GWh，同比增长48%。彭博新能源财经（BNEF）储能高级副经理指出，全球年新增储能装机容量从10GW增长到超过100GW仅用了四年时间，这一速度远快于太阳能发电场（约八年）和风力发电场（约十五年）。

国际能源署（IEA）《全球能源回顾2026》报告显示，2025年全球电池储能新增装机达到108GW，同比增长约40%，电池储能成为2025年增速最快的电力技术。这一增量已超过2002年全球气电装机107GW的历史峰值。

图表4　截至2025年底全球电力储能累计装机规模

数据来源：CNESA《储能产业研究白皮书2026》

图表5　截至2025年底全球新型储能累计装机规模及各技术路线占比

数据来源：《中国新型储能发展报告2026》

2.1.2　全球储能市场区域格局

全球储能市场呈现中国、美国、欧洲三足鼎立的格局。据BNEF统计（非抽水蓄能储能系统口径），2025年中国占全球新增装机的54%，美国约占16%，欧洲约占14%，三大市场合计占全球的84%左右。不过，随着中东、拉美等地区储能市场的快速崛起，全球储能市场的区域结构正持续走向多元化。

从国家层面看，中国连续四年保持全球新增装机第一的位置。据CNESA数据，截至2025年底，中国新型储能累计装机规模占全球新型储能市场的51.9%；2025年新增投运规模占全球市场的58.6%。美国紧随其后，据BNEF统计，2025年美国新增18GW/54.6GWh储能系统，同比增长46%（主要为公用事业规模）。另据SEIA与Benchmark Mineral Intelligence联合统计，涵盖用户侧在内的美国电池储能新增装机达28GW/57GWh。欧洲市场新增电化学储能13.5GW/26.4GWh，创历史新高。三者合计构成了全球储能市场的核心力量。

中东、拉美等新兴市场虽然目前绝对规模有限，但增速远超成熟市场，正在成为全球储能增长的新动能。

图表6　2025年全球主要储能市场新增装机对比

数据来源：CNESA《储能产业研究白皮书2026》、BNEF《2026年上半年储能市场展望》、SEIA/Benchmark、EMMES 10.0

2.2　主要国家和地区储能市场分析

2.2.1　美国市场

美国是全球第二大储能市场。由于不同机构的统计口径存在差异，美国2025年储能新增装机数据需分别说明。据BNEF统计，2025年美国新增18GW/54.6GWh储能系统，同比增长46%（其中公用事业规模储能新增约15.2GW，BNEF口径）。据美国太阳能行业协会（SEIA）与Benchmark Mineral Intelligence联合发布的报告，涵盖用户侧在内的美国电池储能系统新增装机达28GW/57GWh，同比增长29%，创历史新高（其中公用事业规模储能新增近50GWh/16GW，用户侧（含户用和工商业）储能新增8GWh/12GW）。

从累计装机看，截至2025年底，美国BESS市场累计装机达137GWh公用事业规模储能、19GWh工商业储能和9GWh户用储能。

在区域分布上，加州、德克萨斯州和亚利桑那州三州合计占2025年新增装机容量的74%。据SEIA预测，德克萨斯州将在2026年超过加利福尼亚州，成为美国规模最大的储能市场。

户用储能方面，2025年美国住宅储能部署规模增长51%至3.1GWh。随着第25D节税收抵免于2025年底到期，2026年住宅储能市场预计将有所回落。

展望2026年，SEIA预计美国BESS部署量将增至35GW/70GWh，其中公用事业规模储能20.2GW/62.4GWh，用户侧储能14.8GW/7.3GWh。据EIA发布的《2026年新增发电装机容量展望》，开发商计划在2026年新增24.3GW公用事业级电池储能并网。到2030年，美国储能总规模预计将超过600GWh。BNEF预计，到2036年美国累计储能装机将达到334GW/1.3TWh。

2.2.2　欧洲市场

欧洲储能市场在2025年同样刷新了历史纪录。据欧洲储能协会与LCP Delta联合发布的《欧洲储能市场监测》（EMMES）第10版报告，2025年欧洲新增电化学储能13.5GW/26.4GWh，创历史新高。截至2025年底，欧洲累计部署储能系统装机容量达102.7GW，首次突破100GW大关。

从技术构成看，截至2025年底，欧洲累计储能装机中约53.3GW为传统抽水蓄能，其余几乎全部为电化学储能（48.7GW），其中锂离子电池占据绝对主导地位。从应用场景看，用户侧储能达到30.2GW/46.2GWh，电网侧储能达到18.5GW/34.4GWh。

值得注意的是，欧洲储能市场在2025年经历了重要的结构性变化。据EMMES报告，2024年电网侧储能新增装机规模首次超过用户侧储能，但这一趋势在2025年再度反转，用户侧储能增速重新领跑。（注：据SolarPower Europe报告（欧盟27国口径），2025年电网级电池储能新增装机首次超过户用储能，成为市场增长的主要动力。）

从国别分布看，德国、意大利和英国仍是欧洲排名前三的储能市场，三者累计储能装机均超过10GW。西班牙、法国和波兰紧随其后，新增储能装机在5GW至10GW之间。据EMMES报告预测，截至2026年第二季度，欧洲储能总装机容量已超过约105GW的核电设施。据EMMES第10版报告预测，到2030年欧洲将新增153GW/485GWh电化学储能。

2.2.3　其他重点市场

英国市场。英国是欧洲重要的储能市场之一。据Modo Energy数据，截至2025年底，大不列颠商业运行电池储能总功率已达6.8GW，总能量容量约11GWh。英国政府设定的目标是到2030年实现约23-27GW的电池储能装机容量。

澳大利亚市场。澳大利亚储能市场增长迅猛。IEA数据显示，2025年澳大利亚电池储能新增装机接近8GW，较2024年增长近九倍。其中公用事业规模装机从2024年的不足1GW增至约4.2GW，户用储能从约0.2GW增至约3.4GW。BNEF也指出，2025年澳大利亚储能部署量较2024年增长了近六倍（IEA与BNEF的增速差异主要源于统计口径和基数的不同，两者均有出处）。

中东市场。中东已成为全球储能市场新的增长引擎。IEA数据显示，2025年中东新增电池储能装机超过3GW，是2024年的三倍以上。沙特阿拉伯是中东地区增长的主要驱动力。2025年底，阳光电源与沙特ALGIHAZ成功签约全球最大储能项目，总体容量达7.8GWh，项目分为三个站点分别位于沙特Najran、Madaya和Khamis Mushait地区，已于2025年底全容量并网运行。

新兴市场整体表现。2025年，中东、拉美等新兴市场储能装机增速远超成熟市场。自2024年以来，撒哈拉以南非洲地区的储能系统年部署量同比增长了两倍，2025年新增4.3GW/8.8GWh。尽管目前绝对规模仍然有限，但增速亮眼，正在成为全球储能增长的重要一极。

图表7　2025年主要国家和地区储能市场关键数据

数据来源：CNESA、BNEF、SEIA/Benchmark、EMMES 10.0、IEA、Modo Energy

2.3　全球储能发展趋势与展望

2.3.1　装机规模持续高速增长

全球储能市场正处在从“百GW时代”迈向“数百GW时代”的快车道上。据BNEF《2026年上半年储能市场展望》报告（统计口径不含抽水蓄能），2026年全球储能新增装机将跃升至158GW/459GWh，较2025年增长41%。未来十年，全球年新增储能装机容量将几乎翻倍，到2036年达到308GW。届时全球累计部署储能系统规模将达到2.9TW/10.5TWh。

从更长期来看，BNEF在《2026年新能源市场长期展望报告》中大幅上调了全球储能装机预期，预计到2050年全球储能装机容量将从2025年的223GW增至3.8TW，增长16倍。BNEF将当前全球储能行业的发展阶段类比为2020年的光伏产业——装机规模快速提升、行业格局逐步清晰、产品标准化与商品化加速推进。

2.3.2　中国引领、多元并进的区域格局

中国在全球储能市场中的主导地位预计将持续巩固。BNEF数据显示，2025年中国占全球新增装机的54%。中国不仅拥有从电池、PCS到系统集成的完备储能产业链，而且在电芯、储能系统环节的全球份额持续提升。预计到2036年，中国累计部署储能规模将达到1.3TW/5.2TWh。

与此同时，全球储能市场的区域结构正在从“三足鼎立”走向更加多元化的格局。中东、拉美、东南亚等新兴市场增速远超成熟市场。尤其是中东地区，凭借大规模新能源项目和储能招标的密集释放，正在成为全球储能市场的重要增长极。撒哈拉以南非洲地区的储能部署也在快速起步，2025年新增4.3GW/8.8GWh。

2.3.3　技术路线多元化加速

锂离子电池尤其是磷酸铁锂电池仍是储能市场的主导技术。BNEF报告明确指出，2025年LFP占全球年新增装机的90%以上。BNEF预计，随着长时储能和钠离子电池等非锂技术的加速部署，储能技术多元化趋势将在2026年进一步加速。

钠离子电池正在走向大规模应用。BNEF报告指出，宁德时代与海博思创宣布达成一项为期3年的60GWh钠离子电池合作协议，标志着钠离子电池技术正开始大规模走向应用。

长时储能（持续时长6小时及以上）正在加速部署。BNEF预计2026年长时储能年新增装机将翻两番达到2GW。随着可再生能源渗透率的持续提升，对4小时以上乃至跨日、跨季节储能的需求将不断增长，液流电池、压缩空气储能、氢储能等长时储能技术有望迎来更大的发展空间。

2.3.4　储能正接近光伏装机规模

一个值得关注的趋势是，储能年新增装机正在快速接近太阳能年新增装机规模。BNEF数据显示（统计口径不含抽水蓄能），2016年太阳能与储能的装机比例约为56:1，2025年已缩小至6:1，预计2026年将进一步缩小至4:1。这意味着储能正在从“新能源的配套技术”成长为与光伏并列的重要电力装机组成部分。

2.3.5　新兴应用场景持续拓展

除了传统的电源侧、电网侧和用户侧应用外，数据中心等新兴应用场景正在成为储能需求的重要增量。IEA报告指出，美国数据中心贡献了本国50%的电力需求增长。人工智能产业的快速发展带来了巨大的电力需求，而储能系统在保障数据中心供电可靠性、降低用电成本方面发挥着越来越重要的作用。

图表8　2025-2036年全球储能市场关键预测汇总

数据来源：CNESA、BNEF、SEIA/Benchmark、EMMES 10.0

第三章　中国储能市场全景扫描

3.1　中国储能政策与标准体系

3.1.1　政策体系总览

中国储能产业的政策体系在“十四五”至“十五五”交替之际完成了从“规模扩张”向“价值深耕”的战略转型。国家按照“立足行业发展阶段，先顶层设计，后专项政策，梯次推进”的思路，构建起覆盖全面、衔接有序、协同发力的政策体系。2021年以来，国家能源局会同有关部门先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》等一系列政策文件，明确了新型储能的发展方向和任务。在此基础上，国家正研究以《“十五五”新型储能实施方案》为核心路线图，构建“十五五”新型储能“1+N”政策体系。2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，提出三年内全国新增装机超过1亿千瓦，为“十五五”储能发展奠定基础。政策发展总体可分为顶层设计、专项推动、市场引导三个方面，将规范管理贯穿行业发展全过程，一以贯之鼓励技术路线多元创新发展，逐步引导行业从政策依赖向市场价值驱动转变。

3.1.2　重大政策节点

一、136号文：推动新能源全面参与电力市场（2025年1月）

2025年1月27日，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》（发改价格〔2025〕136号，即“136号文”）。文件核心内容是“推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格”，并“区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制”。文件明确规定“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，标志着新型储能发展正从政策驱动加速转向市场引导。同时，文件推动新能源全面参与电力市场，使行政性“强制配储”失去了制度依托，行业正式告别“强配”时代，进入以经济性为导向的新阶段。

二、《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（2025年8月）

2025年8月27日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（发改能源〔2025〕1144号），明确提出到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上的目标，预计三年内全国新增装机超过1亿千瓦，带动项目直接投资约2500亿元。方案围绕“规模跃升、技术突破、成本下降、安全可控”总体目标，提出了促进新型储能应用场景拓展、推动利用水平提升、引领创新融合、加强标准体系建设、加快市场机制完善五方面举措。

三、二十届四中全会：“大力发展新型储能”（2025年10月）

2025年10月，党的二十届四中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》明确提出“科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设”，将新型储能上升至国家战略层面。

四、《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（2025年10月）

2025年10月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），将“大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设”写入新能源消纳核心任务。文件明确提出“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”，为后续114号文正式建立电网侧独立新型储能容量电价机制奠定了基础。

五、114号文：独立储能纳入容量电价机制（2026年1月）

2026年1月30日，国家发展改革委、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，即“114号文”），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。文件明确，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理。这一政策被业内称为储能的“底薪”，为储能项目提供了稳定收益预期。

六、《新型电力系统建设“十五五”规划》（2026年7月）

2026年7月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号），提出“十五五”时期全国新增新型储能约1.6亿千瓦，到2030年全国新型储能规模达到3亿千瓦。

3.1.3　政府工作报告

自2024年以来，“新型储能”已连续第三年被写入国务院政府工作报告。2024年，新型储能首次写入政府工作报告，报告提出“发展新型储能”；2025年政府工作报告指出“新型储能等新兴产业快速发展”；2026年政府工作报告明确提出“着力构建新型电力系统，加快智能电网建设，发展新型储能，扩大绿电应用”。战略地位的持续提升，标志着新型储能已从“新能源的配套技术”成长为“国家战略性新兴支柱产业”。

3.1.4　安全标准体系

2025年，工业和信息化部组织制定的强制性国家标准《电动汽车用动力蓄电池安全要求》（GB38031-2025）正式发布，于2026年7月1日起开始实施。新国标将电池热失控后安全要求直接提升至至少2小时观察期内“不起火、不爆炸”。该标准被称为“史上最严电池安全令”，标志着电池安全进入“零容忍”时代。

与此同时，首个新型储能强制性国家安全标准《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》（GB 44240-2024）也已正式实施，规定了应用于电能存储系统用锂蓄电池和电池组的安全要求。行业重要标准《电化学储能电站设计标准》（GB/T 51048-2025）进行了重大修订，首次将钠离子电池、水电解制氢/燃料电池储能系统纳入设计标准。《电力储能系统并网储能系统安全通用规范》（GB/T 46957-2025）规定了接入电网的电力储能系统在危险源辨识、风险评估、风险应对、系统测试等方面的安全要求。《压缩空气储能电站效率指标计算方法》（DL/T 2916-2025）、《电化学储能电站经济评价导则》（DL/T 2919-2025）、《压缩空气储能电站经济评价导则》（DL/T 2921-2025）等标准也首次明确了各技术路线电站的能效指标和多元收益测算方法。

3.2　中国储能市场规模

3.2.1　累计装机规模

据国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2026）》显示，截至2025年底，全国新型储能累计装机规模达13593万千瓦/35112万千瓦时（即1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时），同比增长84.3%。“十四五”以来，全国新型储能装机规模从“十四五”初期的300万千瓦提升至1.36亿千瓦，总体呈现逐年翻倍发展态势。与“十三五”末相比增长超40倍。

中国新型储能累计装机规模约占全球50%，已超过抽水蓄能成为第一大调节性资源。新型储能装机规模跃升至抽水蓄能装机的2倍以上，成为新型电力系统的关键支撑力量和国家能源战略的重要支柱产业。

进入2026年，新型储能延续了良好的发展态势。截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。

在调用水平方面，新型储能利用情况逐年向好。全国新型储能等效利用小时数从2023年的611小时提升至2024年的911小时，再到2025年的1195小时。2025年全国新型储能项目平均利用小时数达1195小时，较2024年底提升约284小时，同比提升约31.2%；平均等效充放电次数256次，较2024年底的221次提升约35次，同比提升约15.8%。全年新型储能消纳新能源电量超过300亿千瓦时。

展望2026年全年，据中国电力企业联合会《电化学储能行业发展报告2026》预测，截至2026年底全国电化学储能装机规模将突破1.65亿千瓦。据CNESA预测，在保守场景下，2030年中国新型储能累计规模将达到371.2GW（约3.7亿千瓦），2026-2030年复合年均增长率为20.7%；在理想场景下，将达到450.7GW，复合年均增长率为25.5%。

图表9　“十四五”以来我国新型储能装机规模情况

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》、国家能源局2026年7月新闻发布会

图表10　2024-2026年中国新型储能累计装机规模与利用情况

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》、国家能源局2026年7月新闻发布会

3.2.2　发展速度的历史对比

全国新型储能装机规模从“十四五”初期的约300万千瓦（2020年底）提升至2025年底的1.36亿千瓦，总体呈现逐年翻倍的发展态势。五年间装机规模增长超40倍，这一速度在全球储能发展史上罕见。新型储能装机规模已跃升至抽水蓄能装机的2倍以上，成为新型电力系统的关键支撑力量。

3.3　中国新型储能装机分析

3.3.1　新增装机规模

据中关村储能产业技术联盟（CNESA）DataLink全球储能数据库不完全统计，2025年中国新型储能新增投运66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模分别同比增长52%和73%。同期，据国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2026）》，截至2025年底全国新型储能累计装机规模达13593万千瓦/35112万千瓦时（即1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时），同比增长84.3%。中国新型储能累计装机规模首次突破1亿千瓦大关，是“十三五”时期末的45倍。

从全球视角看，截至2025年底，中国新型储能累计装机在全球新型储能市场中的占比约50%（据CNESA统计为51.9%），首次突破50%；2025年新增装机占全球约56%，连续四年位居全球第一。

在区域分布上，华北、西北为新型储能装机规模较大区域，装机规模分别为4413.1万千瓦/12330.2万千瓦时、3838.2万千瓦/11733.8万千瓦时，两者装机规模合计占全国装机的60.7%。华东、南方、华中和东北地区装机占比分别为14.4%、13.1%、11.1%和0.7%。华北、西北两地新增装机占2025年全部新增装机的66.8%，成为引领全国新型储能装机增长的主力区域。

从单站规模来看，截至2025年底，全国10万千瓦及以上规模的大型电站装机占比72%，同比提升约10个百分点。单站50万千瓦及以上大型储能电站装机占比大幅提升。华北地区单站规模10万千瓦及以上新型储能装机占比最高，达81.8%；其次是西北地区，占比74.9%。2025年，华北地区涌现出多座单站50万千瓦及以上大型储能电站。

3.3.2　应用场景分布

从应用场景来看，2025年中国新型储能市场结构发生了显著变化。据国家能源局数据，截至2025年底，独立储能装机规模为6954.5万千瓦/17726.4万千瓦时，占比达51.2%。华北、华中、华东、南方地区的独立储能占比均已超过五成。新能源配建储能装机规模5020.3万千瓦/13444.8万千瓦时，占比36.9%，与2024年相比占比略有下降，主要分布在西北、华北和东北地区。

图表11　2025年底新型储能不同应用场景的装机规模占比

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

“十四五”以来，华北和西北地区是集中式新能源开发的重点区域，为促进大规模新能源开发消纳，华北、西北地区大力发展新型储能，两个地区的新型储能装机比例始终位居全国前列并呈小幅扩大趋势。华北地区新型储能装机在全国占比由2022年的28.6%提升至32.5%；西北地区装机占比由26.6%增至28.2%。

图表12　2022-2025年各区域新型储能装机规模占比情况

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

2025年新增装机中，独立储能和新能源配建储能装机分别占比57.5%和30.8%，独立储能成为新型储能累计装机和新增装机双主体。中国新型储能已从过去以用户侧为主，转向独立储能主导。

图表13　2025年新型储能不同应用场景的新增装机规模占比

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

“十四五”以来，新能源配建储能应用占比逐步下降，由2022年的48.4%降至36.9%；独立储能应用占比不断上升，由2022年的38.7%增至51.2%，成为装机主体。新型储能独立市场主体地位逐步确定，受电力现货市场建设和容量电价机制驱动，后续独立储能仍将是应用的主要场景之一。

2025年迎峰度夏期间，全国超过20个省级电网负荷创新高。四川、新疆兵团、河南、重庆、浙江和江苏的新型储能最大顶峰功率接近统调新型储能放电功率，占比超过90%。江苏、山东等省先后开展全省新型储能电站用电高峰期间集中调用，最大放电功率分别达714万千瓦、804万千瓦，调用同时率达到95%以上。

图表14　2025年迎峰度夏期间重点省份新型储能顶峰出力情况

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

图表15　2025年中国新型储能应用场景结构（累计装机）

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

图表16　2022-2025年不同应用场景新型储能装机规模占比情况

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

3.3.3　储能时长结构

在储能时长方面，长时储能占比显著提升。据国家能源局数据，截至2025年底，全国新型储能平均储能时长约2.58小时，较2024年底增加约0.30小时，储能时长呈逐年上升趋势。时长2-4小时储能电站仍为主流，占比65.6%，同比下降约5.5个百分点；4小时及以上新型储能装机占比27.5%，同比增加12.1个百分点，4小时及以上新型储能装机规模大幅增加。西北地区率先开展了中长时储能技术的探索应用，4小时及以上储能装机占比超过五成，已经超过2-4小时储能装机占比。

据CNESA数据显示，新型储能累计装机的平均时长在2021-2025年呈缓慢上升趋势，由2.11小时逐步增至2.58小时。预计至2030年将达到3.47小时。

图表17　2025年底中国新型储能储能时长结构

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

3.4　中国储能招投标市场分析

3.4.1　招标规模

2025年，中国储能招投标市场持续放量。据鑫椤锂电统计，2025年全年总招标规模达447.5GWh，同比增长113.2%。其中非集采项目总招标规模371.7GWh，同比增长179.9%；集采项目总招标规模75.8GWh，同比下降1.7%。据部分机构统计，2025年储能EPC招标298GWh、储能系统招标160GWh。不同机构统计口径虽有差异，但全年招标规模突破300GWh已成为行业共识。

图表18　2025年1-12月中国储能招标规模（包含集采）

数据来源：鑫椤锂电、中投产业研究院

中标方面，2025年全年总中标规模382.6GWh，同比增长153.2%。其中非集采项目总中标规模278.2GWh，同比增长115.9%；集采项目总中标规模104.3GWh，同比增长369.3%。储能系统（不含集采/框采）中标规模为121.5GWh，同比增长140.1%；EPC中标规模为206.3GWh，同比增长125.5%。

备案市场方面，2025年全年备案规模1526.9GWh，同比增长284.1%。其中独立储能类项目备案规模1346.1GWh，占比高达88%。独立储能已成为储能市场的核心增长点。

进入2026年，招投标市场延续高增长态势。据ICC鑫椤储能数据库统计，2026年上半年储能系统、EPC和PC招标项目合计规模90.55GW/369.33GWh，同比上涨约90%。从项目类型看，电网侧项目（独立储能和共享储能）占比65.4%，集采项目占比30.7%，电源侧项目（新能源配储）占比2.7%，用户侧项目（工商业、光储充、分布式光储等）占比1.2%。用户侧项目虽然比例最低，但落地项目达66个，总规模达4.2GWh，正逐步积累起不可忽视的项目储备。

从招标项目技术路线看，上半年新型储能呈现“百花齐放”的多元化格局。压缩空气、钠离子电池、全钒液流、铁基液流、半固态、固态等多类技术路线均有项目落地，累计涉及招标项目86个，总规模达9.33GW/94.27GWh。其中，钠离子电池领域共有8个招标项目，总规模170MW/512MWh。

中标方面，据ICC鑫椤储能数据库统计，2026年上半年储能中标规模达60.21GW/221.82GWh，同比分别增长53.9%和21.5%。

3.4.2　中标价格

价格方面，据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，2022年以来，2小时和4小时锂离子电池储能成为主流，价格均呈现下降趋势，储能系统中标价格累计降幅超60%，电站EPC中标价格降幅超40%，4小时储能系统和电站EPC价格分别略低于2小时储能系统和电站EPC价格10%左右。

图表19　我国电池级碳酸锂和氢氧化锂价格情况

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

据CNESA数据，2025年2小时储能系统全年平均中标价格为553.94元/kWh（约0.554元/Wh），较2024年均价下降16.9%。2025年2小时储能EPC全年平均中标价格为1043.82元/kWh（约1.044元/Wh），较2024年下降13.04%。

在其他技术路线方面，据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，2025年4小时全钒液流电池储能年均EPC中标价格已下降至约2元/瓦时，较“十四五”初期降低50%左右；压缩空气储能项目单位造价下降至6000-8000元/千瓦，较“十四五”初期下降超40%。

图表20　锂离子电池储能系统、EPC价格变化情况

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

图表21　中国储能招投标市场关键数据

数据来源：鑫椤锂电、CNESA、ICC鑫椤储能数据库、国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

3.5　中国储能企业出货情况

3.5.1　全球储能电池出货

据全球市场研究机构SNE Research数据，2026年上半年全球储能锂离子电池出货量达461.3GWh，较2025年同期的269.7GWh大幅增长71%。海外市场出货总量占全球比重首次过半，户用储能出货量同比翻倍。前12家企业合计出货428.9GWh，占全球93%的份额；其中中国企业合计410.5GWh，占全球89%。

从更长期来看，据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，2025年全球储能电芯出货量达6.3亿千瓦时（630GWh），同比增长超100%，全球储能电芯市场供需格局由“供过于求”转向“紧平衡”。全球储能系统出货量为3.5亿千瓦时（350GWh），同比增长约46%。

3.5.2　全球储能电芯出货

据上海有色网（SMM）数据，2026年上半年全球储能电芯累计出货量达486GWh，同比增长93%。其中第一季度和第二季度出货量分别为223GWh和263GWh。其中，大储电芯出货超432GWh，户用电芯近54GWh。

3.5.3　中国企业竞争格局

中国企业包揽全球储能电池出货前十。2026年上半年储能电池全球出货前十厂商依次为：宁德时代、亿纬锂能、海辰储能、比亚迪储能、中创新航、瑞浦兰钧、楚能新能源、远景动力、国轩高科、鹏辉能源。

在储能电芯市场，宁德时代上半年以125GWh的出货量和27.1%的市场份额稳居榜首，其出货量是第二名的2.6倍，呈现出“寡头领跑”特征。前三名（宁德时代、亿纬锂能、海辰储能）合计出货219.2GWh，同比增长77.3%，市场份额从45.8%提升至47.5%。

从全国产业规模来看，据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，2025年全国锂离子电池总产量达18.6亿千瓦时，同比增长约59%，行业总产值超过1.7万亿元。其中，储能型锂离子电池产量约5.7亿千瓦时，较2024年实现翻番，占全国锂离子电池产量比例由2021年的9.9%提升至30.6%。储能型锂离子电池全球出货量占比超90%，稳居全球第一。2025年，正极材料、负极材料、隔膜、电解液产量分别约为498.7万吨、292.2万吨、328.5亿平方米、223.5万吨，分别同比增长约61%、46%、56%、72%。出货量前十的锂离子电池企业以民营企业为主。

图表22　2025-2026年中国储能产业关键产量与出货数据

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》、SNE Research、SMM

3.6　中国储能企业出海总体态势

3.6.1　锂电池出口规模

2025年，中国锂离子电池出口延续增长态势。据海关统计数据，2025年1-12月我国锂离子电池累计出口额为767.46亿美元（约5709亿元人民币），同比增长26%。中国锂电池出口首次突破700亿美元大关，成为外贸“新三样”中的核心力量。“十四五”以来，我国储能型锂离子电池产业实现跨越式发展，建成了全球规模最大、链条最完整、竞争力最强的锂离子电池产业体系，全球话语权持续巩固。锂离子电池全产业链自主可控能力全面跃升，形成了从上游锂资源开发、中游材料与电芯制造、下游系统集成到回收利用的全产业链闭环。

图表23　2024-2025年中国锂离子电池出口额月度变化情况

数据来源：中国海关、中投产业研究院

图表24　2024-2025年中国锂离子电池出口量月度变化情况

数据来源：中国海关、中投产业研究院

图表25　2024-2025年中国锂离子电池出口额前20大目的地变化情况

数据来源：中国海关、中投产业研究院

图表26　2024-2025年中国锂离子电池出口额前十大来源地变化情况

数据来源：中国海关、中投产业研究院

图表27　2024-2025年中国锂离子电池出口各大洲金额变化情况

数据来源：中国海关、中投产业研究院

3.6.2　海外储能订单

2026年一季度，中国储能企业在海外表现尤为亮眼。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2026年一季度中国企业在海外共斩获124个储能订单，总计容量约104.63GWh。从区域分布看，亚洲（尤其以中东为代表）占比高达75%，欧洲、非洲市场也表现活跃。2025年，国家能源局全方位推动新型储能领域国际合作走深走实，充分利用主场外交机会，介绍中国新型储能发展经验，宣传中国优质新型储能产品，为中国储能产品与企业出海搭建桥梁。2025年10月24日，国家能源局联合国际可再生能源署和江苏省人民政府共同主办2025国际能源变革论坛，汇聚36个国家、15个能源国际组织2000余名代表参会。2025年11月5日，国家能源局会同商务部联合主办第八届虹桥国际经济论坛“新型储能高质量发展促进全球能源转型”平行论坛。海外市场正在成为中国储能产业的重要增长引擎。

图表28　2025-2026年中国储能出海关键数据

数据来源：海关总署、CESA储能应用分会、国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

3.7　中国储能行业投融资分析

3.7.1　储能产业基金

储能产业正在吸引大量资本涌入。据行业不完全统计，仅2026年上半年，国内已有南网储能、科力远、欣旺达、中创新航、天合光能、诺德股份、海目星、星源材质等超13家公司披露设立或参与储能产业基金，合计规模突破300亿元。这些基金主要投向储能电池制造、系统集成、上游材料、回收利用等全产业链环节，体现了资本市场对储能产业长期发展前景的看好。

3.7.2　重点企业融资与扩产

在股权融资方面，欣旺达动力科技股份有限公司于2026年5月完成新一轮16.8亿元股权融资，资金主要用于储能电池产能扩张和技术研发。亿纬锂能于2026年3月27日公告，拟投资约60亿元投建“亿纬锂能60GWh储能（动力）电池生产制造项目”，用地约500亩，进一步扩大其在储能领域的产能布局。

3.7.3　电芯成本波动对投融资的影响

2025年下半年至2026年初，储能电芯成本经历了显著波动。据行业一线调研数据，主流314Ah磷酸铁锂电芯价格从2025年中的0.24元/Wh最低点，攀升至0.36-0.39元/Wh，部分头部厂家报价甚至突破0.4元/Wh，涨幅约25%-35%。碳酸锂价格从2025年6月的不足6万元/吨低点一路反弹，至2026年5月中旬冲破20万元/吨。

从更长期的价格走势来看，据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，“十四五”以来，受上游锂资源价格、电芯规模化量产、全产业链国产化突破、系统集成技术迭代等多重因素影响，锂离子电池储能价格整体呈现波动式下降的趋势。2021年至2022年，受上游锂资源价格上涨、下游项目需求快速增加等因素影响，锂离子电池储能价格阶段性上涨；2023年至2024年，上游锂资源价格快速回落，储能电芯加速量产，集成技术加快迭代升级，锂离子电池储能全产业链快速降本，成本降低幅度远超行业预期；2025年，锂离子电池储能规模化降本空间收窄，锂离子电池储能价格进入小幅波动的低位企稳阶段。

成本波动对投融资产生了多重影响。一方面，成本上升压缩了电池企业和系统集成商的利润空间，部分项目收益率下降，对短期投资热情形成一定抑制；另一方面，成本波动加速了行业洗牌，具备技术优势和成本控制能力的头部企业反而获得了更多资本青睐，行业集中度进一步提升。从长期看，成本波动并未改变储能产业长期向好的基本面，据SNE Research数据，2026年上半年全球储能电池出货量同比增长71%便是明证。

图表29　中国储能行业投融资关键事件

数据来源：各公司公告、行业公开信息、国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》

第四章　储能技术路线分析

4.1　储能技术路线总体格局

中国储能产业的技术路线格局呈现出“锂离子电池绝对主导、多元技术加速渗透”的鲜明特征。据国家能源局数据，截至2025年底，在全国电力储能累计装机规模分布上，锂离子电池占比达65.8%，抽水蓄能占比31.3%，熔融盐储热占比0.8%，液流电池占比0.7%，压缩空气占比0.6%，铅蓄电池占比0.4%，飞轮储能占比0.2%，钠系电池占比0.1%，超级电容占比0.1%。从新型储能内部来看，锂离子电池储能装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮储能等装机占比合计3.9%。

从新增装机来看，磷酸铁锂电池继续占据主导地位，据CNESA报告，其占新型储能新增装机的98%以上。与此同时，钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、重力储能及混合储能系统等技术的初步部署正在加速推进。2025年，非锂储能和混合储能技术在应用规模、细分场景、技术选型配置等方面均实现了突破，多个GW级独立储能电站全容量投运或部分投运，多个百兆瓦级6小时锂离子电池储能电站投运。

从发展趋势来看，储能技术路线正从“锂电独大”向“锂电为主、多元协同”的方向演进。锂离子电池在短时储能（2-4小时）场景中保持绝对优势，压缩空气储能和液流电池储能则在长时储能（4小时以上）场景中加速渗透，飞轮储能聚焦于毫秒级一次调频等短时高频场景。

图表30　2025年中国电力储能累计装机技术路线分布

数据来源：CNESA DataLink（截至2025年12月底）

4.2　电化学储能

电化学储能是当前新型储能的主体，主要包括锂离子电池、钠离子电池和液流电池三大技术路线。三条路线在技术成熟度、成本结构、应用场景上各具特色，形成了差异化的竞争格局。

4.2.1　锂离子电池储能

锂离子电池储能是当前新型储能的主导技术，装机占比达96.1%。2025年，磷酸铁锂电池继续占据主导地位，占新型储能新增装机的98%以上。锂离子电池储能的优势在于技术成熟度高、能量密度大、循环效率高、产业链完备，已形成从上游锂资源开发、中游材料与电芯制造、下游系统集成到回收利用的全产业链闭环。

一、初始投资成本

锂离子电池储能系统的成本在“十四五”期间经历了大幅下降。据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，2022年以来，储能系统中标价格累计降幅超60%，电站EPC中标价格降幅超40%。据CNESA数据，2025年2小时储能系统全年平均中标价格为553.94元/kWh（约0.554元/Wh）。据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源工程造价管理报告2025年度》，锂电储能系统均价方面，2小时系统为0.54元/Wh，4小时系统为0.46元/Wh。

在电芯层面，据行业数据，2025年储能电芯的行业平均成本线约为0.28元/Wh。在央企主导的多个集采项目中，多数电芯厂商的报价已逼近甚至低于该成本线。彭博新能源财经（BNEF）发布的2025年度锂离子电池价格报告指出，2025年全球最低的电芯价格达到36美元/kWh（约合人民币0.252元/Wh），电池Pack价格达到50美元/kWh（约人民币0.35元/Wh），均出现在储能领域的磷酸铁锂电池采购中。

二、循环寿命实测衰减

锂离子电池储能系统的循环寿命和衰减特性是衡量其经济性的关键指标。当前，量产储能电芯循环寿命已从2021年的5000次提升至2025年的15000次，系统能量密度从2021年的170瓦时/千克提升至210瓦时/千克。在系统层面，20尺集装箱储能容量从3兆瓦时级提高至7兆瓦时级。

在实际运行中，锂离子电池的衰减速率受充放电深度、温度、充放电倍率等多重因素影响。行业普遍以容量衰减至初始容量的80%（即80%SOH）作为电池寿命终点。当前主流磷酸铁锂储能电池在每日一充一放的典型工况下，日历寿命可达10-15年，循环寿命可达8000-15000次。随着电池管理系统（BMS）技术的进步和热管理方案的优化，锂离子电池储能系统的实际衰减速率正在逐步降低。

三、最高已投运单体项目规模

锂离子电池储能项目的单体规模在“十四五”期间实现了跨越式提升。2025年，多个百兆瓦级及以上大型储能电站实现全容量投运或部分投运（如甘肃瓜州1600MWh独立储能项目等）。在应用场景上，独立储能已成为锂离子电池储能的主要应用形态，2025年独立储能新增装机42GW，同比增长59%。多个百兆瓦级6小时锂离子电池储能电站也已投运。

4.2.2　钠离子电池储能

钠离子电池储能是电化学储能领域最具潜力的新兴技术路线之一。钠资源储量丰富、成本低廉，在理论上具有显著的成本优势。2025年，钠离子电池储能实现了从小规模技术验证到规模化应用的关键跨越。

一、初始投资成本

钠离子电池储能的初始投资成本目前仍高于锂离子电池，但降本潜力巨大。随着聚阴离子、层状氧化物、普鲁士蓝等多条技术路线的并行推进和产业化加速，钠离子电池储能系统的成本有望在未来3-5年内大幅下降，预计到2028年左右有望实现与磷酸铁锂电池储能的成本持平。

二、循环寿命与低温性能

钠离子电池的循环寿命正在快速提升。据行业数据，钠离子电池储能系统循环寿命已超6000次（80%SOH），系统集成效率提升至83%以上。中科海钠推出的钠离子电池在快充工况下循环寿命仍能超过8000次。钠离子电池还表现出优异的宽温域适应性，在-20℃环境下仍能保持90%以上容量，而锂电池在此温度下的容量保持率通常不足70%；在-40℃极寒环境下放电容量保持率也可超过90%。在20年项目周期内，钠离子电池的衰减可减少33%。

全国首个大容量钠离子电池储能电站——广西南宁伏林钠离子电池储能电站，一期10兆瓦时规模为行业积累经验，二期新增40兆瓦时，投运后总规模达50兆瓦时。

三、最高已投运单体项目规模

2025年，钠离子电池储能实现了从千瓦级到万千瓦时级的跨越。广西南宁伏林钠离子电池储能电站总规模达50兆瓦时（即5万千瓦时），是全国首个大容量钠离子电池储能电站。该电站采用新研发的240安时钠离子储能电池，单个集装箱容量从2.5MWh跃升至3.7MWh。此外，云南文山40MW/40MWh的构网型钠离子电池储能项目作为典型案例被CNESA单独列举。在产业端，亿纬锂能于2025年12月在惠州动工建设“亿纬钠能总部及2GWh钠离子电池项目”，总投资约10亿元。甘肃金昌正在建设18GWh钠离子电池生产基地，总投资61.15亿元。

4.2.3　液流电池储能

液流电池储能是长时储能领域的重要技术路线，主要包括全钒液流电池、铁基液流电池、锌溴液流电池等。其中，全钒液流电池是产业化进展最快、装机规模最大的液流电池技术。液流电池的最大优势在于安全性能好（常温常压运行、不易燃爆）、循环寿命长（容量几乎无衰减）、储能时长可灵活扩展（通过增加电解液储量即可增加储能时长）。

一、初始投资成本

全钒液流电池储能的成本在“十四五”期间实现了大幅下降。据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，2025年4小时全钒液流电池储能年均EPC中标价格已下降至约2元/瓦时，较“十四五”初期降低50%左右。据行业数据，全钒液流电池储能的度电成本已降至0.30-0.50元/kWh，在4小时以上长时储能场景中经济性显著提升。通过电解液租赁模式，初始投资可降低30%，8小时储能场景下度电成本可低至0.2元/kWh。

二、循环寿命实测衰减

全钒液流电池的循环寿命和容量保持率是其核心优势。全钒液流电池以钒电解液为活性材料，能量储存在电解液而非电极中，循环寿命可达20000次以上。据行业数据，容量衰减率约为＜0.5%/年，且电解液性能可通过化学手段低成本恢复。系统可在常温常压下安全稳定运行，日历寿命长达20-25年。云南禄丰100MW/400MWh全钒液流电池储能电站设计运行期25年，设计方案支撑系统实现超万次的充放电循环。

三、最高已投运单体项目规模

2025年，全钒液流电池储能实现了从十万千瓦级到二十万千瓦级的跨越。

2025年12月，云南禄丰市全钒液流储能项目正式投产，建设规模100MW/400MWh，是云南省首个全钒液流储能项目。该项目总投资12.37亿元，占地面积53.09亩，采用户外集装箱布置，配套新建220千伏升压站及双回8.7千米220千伏线路。项目定位为电网侧共享储能，设计运行期25年。

此外，2025年12月31日，三峡能源新疆吉木萨尔光储项目200MW/1000MWh全钒液流电池储能电站实现全容量并网投产运行，是当前全球已投运容量最大的全钒液流电池储能电站之一。该电站总投资38亿元，包含1GW光伏发电和200MW/1000MWh全钒液流储能系统。德州天衢新区300MW/1200MWh全钒液流电池储能项目正在建设中，充放电可达20000次以上，能稳定使用超过20年。

图表31　电化学储能主要技术路线对比

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》、CNESA、水电水利规划设计总院《中国可再生能源工程造价管理报告2025年度》、中投产业研究院

4.3　机械储能

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能三大技术路线。抽水蓄能是技术最成熟、装机规模最大的储能类型；压缩空气储能正在从示范验证迈向规模化应用；飞轮储能则聚焦于短时高频的调频场景。

4.3.1　抽水蓄能

抽水蓄能是当前全球和中国电力储能中装机规模最大的技术路线之一。截至2025年底，抽水蓄能占中国电力储能累计装机的31.3%。抽水蓄能通过上下水库的水位势能差实现电能的存储与释放，单机功率大、寿命长（可达40-60年）、技术成熟度高，但对地理条件要求高、建设周期长（通常6-8年）。

一、转换效率

抽水蓄能的综合转换效率通常在75%-80%之间。据多个抽水蓄能电站项目数据，综合效率约为75%。部分先进项目的综合能源转换效率可达79.8%。抽水蓄能的能量转换效率受水头高度、机组性能、运行工况等因素影响，整体上处于机械储能技术的较高水平。

二、响应时间

抽水蓄能机组的调峰响应时间最快可达120秒以内，一般机组在120-240秒之间。从抽水调相工况到并网响应，时间一般在120秒以内。这一响应速度虽然远快于传统火电机组（分钟级到小时级），但与电化学储能的毫秒级至秒级响应相比仍有较大差距，因此抽水蓄能主要用于小时级的调峰、调频和备用场景，而非毫秒级的一次调频。

三、单位建设成本

抽水蓄能的单位建设成本因地理条件和工程规模差异较大。据多个项目数据，单位千瓦静态投资在3567元至6369元之间。广东岑田120万千瓦抽水蓄能电站项目静态投资76.43亿元，单位千瓦静态投资6369元。河南巩义后寺河120万千瓦抽水蓄能电站项目静态投资70.76亿元，单位千瓦静态投资5896元，低于全国平均水平约12%。广东梅州抽水蓄能电站二期项目单位千瓦静态投资仅3567元，体现了不同项目之间因地形、地质条件差异导致的成本分化。

4.3.2　压缩空气储能

压缩空气储能是除抽水蓄能之外最具规模化发展前景的机械储能技术。通过利用电网低谷电或可再生能源弃电驱动压缩机将空气压缩并储存于盐穴、人工硐室等储气空间中，在用电高峰时释放高压空气驱动膨胀机发电。压缩空气储能具有规模大、寿命长（可达30-50年）、清洁无污染、不依赖化石燃料等优势。

一、转换效率

压缩空气储能的系统效率在“十四五”期间实现了显著提升。据行业数据，在300兆瓦级、8小时长时储能场景中，系统效率已突破70%。多个300MW级压缩空气储能项目系统设计效率超70%。昆明安宁350MW压缩空气储能示范项目综合能源利用效率约70%。随着技术迭代，压缩空气储能的系统效率有望挑战75%。

二、响应时间

压缩空气储能的响应时间通常在分钟级，从启动到满功率输出一般需要5-15分钟。这一响应速度介于抽水蓄能（最快120秒以内，一般120-240秒）和电化学储能（毫秒至秒级）之间。压缩空气储能主要用于小时级的长时调峰和备用场景，在电力系统中承担与抽水蓄能类似的调节功能。

三、单位建设成本

压缩空气储能的单位建设成本在“十四五”期间大幅下降。据国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》，压缩空气储能项目单位造价已下降至6000-8000元/千瓦，较“十四五”初期下降超40%。据水电水利规划设计总院数据，压缩空气储能平均单位造价为7125元/kW，其中盐穴/矿井巷道型为5850元/kW，人工硐室型为7370元/kW。据行业预测，压缩空气储能的单位造价有望进一步降至4500-5500元/kW。

4.3.3　飞轮储能

飞轮储能通过高速旋转的飞轮转子存储动能，具有响应速度快、功率密度高、循环寿命极长等特点，主要应用于电网一次调频、火储联合调频等短时高频场景。

一、转换效率

飞轮储能的转换效率在各类储能技术中处于较高水平。据行业数据，采用高速磁悬浮技术的飞轮储能系统转换效率可达95%。在火储联合调频项目中，飞轮储能系统的充放电循环效率一般可达85%-95%。全磁悬浮飞轮系统的平均储能效率在90%以上，较传统机械轴承方案提升明显。在“飞轮+锂电”混合储能项目中，飞轮储能单元的充放电效率≥92%。

二、响应时间

飞轮储能的最大优势在于其毫秒级的响应速度。采用高速磁悬浮技术的飞轮储能系统响应时间＜0.1秒，充放电转换时间＜100毫秒。在火储联合调频项目中，飞轮储能系统的联合控制可将响应时间从6.2秒缩短至1.1秒。这一响应速度使飞轮储能在电网一次调频等对响应速度要求极高的场景中具有不可替代的优势。

三、单位建设成本

据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源工程造价管理报告2024年度》，目前处于招标和在建阶段的兆瓦级磁悬浮式飞轮储能项目，单位千瓦总投资区间为5000-11000元/kW，平均单位千瓦总投资约7850元/kW。“飞轮+锂电”混合储能系统较单一锂电系统总成本可降低22-30%。随着技术升级持续推进、设备制造商产能扩张、高速永磁电机等关键部件国产化替代加速，预计“十五五”后期飞轮储能单位千瓦投资有望进入5000-6000元/千瓦区间。

图表32　机械储能主要技术路线对比

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》、水电水利规划设计总院《中国可再生能源工程造价管理报告2024年度》《中国可再生能源工程造价管理报告2025年度》

4.4　氢能与长时储能

氢能储能是实现跨日、跨季节长时储能的重要技术方向，通过“电—氢—电”或“电—氢—用”的转化路径，将可再生能源发电转化为氢能存储，在需要时通过燃料电池发电或直接利用。氢能储能在10小时以上的超长时储能场景中具有独特优势。

4.4.1　电解槽效率

电解槽是氢能储能系统中“电—氢”转化的核心设备。目前主流的电解槽技术路线包括碱性电解槽（ALK）和质子交换膜电解槽（PEM）两种。

据行业数据，当前主流量产碱性电解槽（ALK）电耗在4.3-4.8 kWh/Nm³（额定工况），PEM电解槽在4.0-4.5 kWh/Nm³。（注：4.3 kWh/Nm³为部分先进产品水平，行业实际范围上限可达5.0 kWh/Nm³。）据国家四部委2026年3月联合印发的《节能装备高质量发展实施方案（2026-2028年）》，目标到2028年量产水电解制氢装备在额定工况下直流电耗低于4.2 kWh/Nm³。固体氧化物电解槽（SOEC）在特定工况下的能量效率约为60%。氢能储能的往返效率（RTE）约为44%（注：此为较先进系统水平，不同技术路线和系统配置下差异较大，行业普遍认知在30%-40%区间）。随着技术进步，电解槽效率的提升有望使绿氢生产成本在2030年前较当前水平下降30%。

4.4.2　储氢成本

储氢是氢能储能成本的重要组成部分。当前主流的储氢方式包括高压气态储氢、液态储氢和固态储氢等。据行业数据，氢气平准化成本（LCOH）为4-8美元/kg。绿氢生产目前的成本在5-8美元/公斤，而天然气制灰氢成本约为2美元/公斤。在离网场景中，压缩和液态储氢技术正在成为大规模部署的最可行途径。此外，利用盐穴等地质条件进行大规模储氢可显著降低储氢成本。

4.4.3　平准化储能成本

在10小时以上的离网长时储能场景中，氢能储能的平准化储能成本（LCOS）需要与锂离子电池储能、液流电池储能等技术路线进行综合比较。

据行业数据，在长时储能领域，抽水蓄能的LCOS最低，约为0.21-0.40元/kWh；压缩空气储能的LCOS约为0.38-0.42元/kWh。全钒液流电池储能的度电成本已降至0.30-0.50元/kWh。锂离子电池储能在4小时以内的场景中LCOS具有显著优势，但随着储能时长的增加，其成本优势逐步减弱。氢能储能在10小时以上的超长时储能场景中具有独特优势，尽管其LCOS目前仍高于锂离子电池（约高13%），但其提供了跨日、跨季节的储能能力。

从长期趋势来看，随着电解槽效率的提升、储氢成本的下降以及燃料电池技术的进步，氢能储能的LCOS有望持续下降，在10小时以上的离网长时储能场景中逐步建立起经济性优势。据行业预测，到2030年，电解槽效率的提升可使绿氢生产成本较当前水平下降30%。

图表33　氢能储能关键参数

数据来源：工业和信息化部等四部委《节能装备高质量发展实施方案（2026-2028年）》、行业公开数据

4.5　技术路线综合对比与趋势研判

综合来看，中国储能技术路线呈现“锂电主导、多元协同”的总体格局。锂离子电池储能凭借成本优势、技术成熟度和产业链完备性，在2-4小时调峰场景中占据绝对主导地位，短期内这一格局难以被撼动。钠离子电池储能正在从示范验证迈向规模化应用，在资源丰富度和低温适应性方面具有独特优势，有望在储能和AI数据中心等场景中实现差异化竞争。全钒液流电池储能在4小时以上长时储能场景中展现出显著的安全性和长寿命优势，多个百兆瓦级至两百兆瓦级项目已投运或正在建设中。

在机械储能领域，抽水蓄能仍将是电力系统调节的基石，但其地理依赖性和长建设周期限制了其进一步扩张的空间。压缩空气储能在规模化发展和成本下降方面进展迅速，300MW级项目效率已突破70%，单位造价持续下降。飞轮储能在毫秒级一次调频场景中具有不可替代的优势，与锂离子电池的混合储能方案正在成为调频市场的重要方向。氢能储能虽然目前LCOS较高，但在10小时以上的离网超长时储能和跨季节储能场景中具有独特价值，是未来能源系统不可或缺的技术储备。

图表34　储能技术路线综合对比总表

数据来源：国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》、CNESA、水电水利规划设计总院《中国可再生能源工程造价管理报告2024年度》《中国可再生能源工程造价管理报告2025年度》

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