2026 年中国新型储能行业深度分析报告

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2026 年中国新型储能
行业深度分析报告
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 2报告简介2025 年，中国新型储能产业完成历史性跨越：累计装机达144.7GW，占国内电力储能总规模的三分之二以上，新增装机连续四年居全球首位。更重要的是，行业底层逻辑深刻重构——强制配储政策终结，容量电价机制破冰，电力现货市场基本实现省级全覆盖。储能正从“配套设备”蜕变为电力系统的“核心基础设施”，商业模式从行政驱动转向市场驱动。本报告基于CNESA、国家能源局、BloombergNEF、GGII 等权威数据，系统梳理2025-2026 年中国新型储能的发展现状、政策转折、技术路线、产业链格局及海外市场机遇，并展望2030 年前的市场空间与技术渗透率。报告重点回答：取消强制配储后储能靠什么盈利？锂电价格为何反转？钠电池产业化到了哪一步？海外三大市场各自的机会与壁垒是什么？报告核心看点看点维度关键结论核心数据/标志性事件市场体量中国新型储能累计装机占电力储能2/3 以上，全球份额首次过半2025 年底累计144.7GW（CNESA）；全球新增占比58.6%政策转折强制配储取消，容量电价建立“底薪+绩效”新模式2025 年136 号文；2026 年114 号文将独立储能纳入容量电价（甘肃330 元/kW·年）成本与价格电芯价格触底反弹，供需紧平衡314Ah 电芯升至0.36‑0.39 元/Wh（2026年Q1），头部企业产能利用率超90%技术路线锂电绝对主导（>95%），钠电产业化拐点，长时储能多元提速宁德时代3 年60GWh 钠电订单；国信盐穴压缩空气300MW/2400MWh 投运，效率71%产业链电芯CR5>70%，PCS 向碳化硅升级，液冷渗透率超85%碳化硅PCS 效率99.1%；2026 年液冷预期占比85%海外市场美国AI 配储成最大变量，欧洲大储+户储双爆发，中东成新战略支点美国AI 配储或贡献10‑25GWh；欧洲2026 年订单约30GWh；中东公开订单超65GWh收益模式从单一峰谷套利升级为“电能量+辅助服务+容量补偿”三重收益山东/广东“报量报价”；甘肃“报量不报价”；各省容量电价差异化落地前景预测增速换挡但绝对增量可观，2030年累计371‑451GW保守场景CAGR20.7%；理想场景CAGR25.5%
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 3第二章 中国新型储能政策演进：从“强制配储”走向“市场驱动” .................................................................................................... 62.1 政策更迭：从“并网标配”到“按需建设”的转折 ............................................. 62.2 市场机制重构：现货市场全覆盖与储能入市“三重收益” ................................. 72.3 收益模式跨越：容量电价“同工同酬”的制度突破 ............................................. 82.4 地方政策跟进：从“大干快上”到“差异化竞合” ........................................... 102.5 产业影响传导：从“成本包袱”到“价值增量” ............................................... 10第三章 中国新型储能技术路线：锂电主导地位稳固，钠电迎来产业化拐点 ...................................................................................... 123.1 锂电：份额绝对领先下的价格反转与供需紧平衡 ............................................... 123.2 钠电池：从实验室到工程化的“拐点之年” ....................................................... 143.3 长时储能：压缩空气与全钒液流并进，半固态电池破局 ................................... 15第四章 中国新型储能产业链的核心环节 .................................... 184.1 电芯制造：供需紧平衡下的“量价齐升”与结构性分化 ................................... 184.2 系统集成：垂直整合与专业分工的“双轨竞合” ............................................... 194.3 PCS：从幕后走向台前的“效率革命”与SiC 技术导入 ..................................... 204.4 BMS 与温控：安全标准和液冷技术驱动的新增长极 ........................................... 21第五章 新型储能海外市场：多点开花，中东成新增长极 ........ 235.1 美国：政策扰动难改需求刚性，AI 配储成为最大变量 ...................................... 235.2 欧洲：大储进入履约兑现期，户储迎来第二轮爆发 ........................................... 245.3 中东：巨型项目密集落地，中国储能出海的新战略支点 ................................... 26第六章 中国新型储能前景展望：增速换挡，但增长空间依然广阔....................................................................................................... 29
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 46.1 市场规模：装机总量持续攀升，增速进入收敛通道 ........................................... 296.2 技术路线演进：多技术协同的储能生态加速成型 ............................................... 306.3 市场机制成熟：从政策驱动到内生增长的制度闭环 ........................................... 316.4 海外市场拓展：全球化布局进入深水区 ............................................................... 326.5 产业竞争格局：从“野蛮生长”到“优胜劣汰” ............................................... 336.6 未来五年的逻辑转换：从“量”的扩张到“质”的提升 ................................... 33图表1 2020-2025 年中国新型储能累计装机规模变化趋势 ....................................... 1图表2 2025 年中国电力储能结构分布 ........................................................................ 2图表3 2021-2025 年中国新型储能新增投运规模 ....................................................... 3图表4 全球储能年度新增装机对比（光伏、风电、储能从10GW 到100GW 所用年数） ................................................................................................................................ 3图表5 2023-2026 年储能系统成本下降趋势 ............................................................... 4图表6 2025 年中国新型储能新增装机前十省份 ........................................................ 5图表7 中国强制配储政策演变时间线 ......................................................................... 7图表8 新型储能“三重收益”模式示意图 ................................................................. 8图表9 各省独立储能容量电价政策对比表 ................................................................. 9图表10 2025-2026 年主要省份新型储能政策要点汇总 ........................................... 10图表11 2025-2026 年储能磷酸铁锂电芯价格走势 ................................................... 12图表12 2024-2026 年储能锂电池季度出货量 ........................................................... 13图表13 2026 年代表性钠电池储能项目及订单 ........................................................ 14图表14 不同长时储能技术路线对比 ......................................................................... 16图表15 2030 年中国新型储能技术路线渗透率预测 ................................................ 17图表16 2025 年全球储能电池企业出货量市场份额 ................................................ 18图表17 2025 年全球储能系统集成商Top10 ............................................................. 20图表18 碳化硅PCS 与传统IGBT PCS 性能对比 ..................................................... 21图表19 2022-2026 年储能温控技术路线变迁（风冷vs 液冷）.............................. 22图表20 2026 年美国储能市场装机预测对比 ............................................................ 23图表21 欧洲储能项目管线结构（现役vs 规划） .................................................... 25图表22 2026 年以来中国储能企业在欧洲订单汇总 ................................................ 26图表23 中东储能主要项目及中国企业参与情况 ..................................................... 27图表24 2025-2030 年中国新型储能累计装机规模预测 ........................................... 29图表25 不同储能技术适用场景与成熟度矩阵 ......................................................... 31图表26 2020-2030 年中国储能市场机制成熟度演进 ............................................... 32图表27 储能产业链各环节竞争格局总结 ................................................................. 33
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 1第一章 中国新型储能行业概览：新型储能迈入高速增长在能源转型不断深化的背景下，新型储能正加速从电力系统的“配套设备”蜕变为支撑电力安全稳定运行的核心基础设施。过去几年间，随着可再生能源装机规模的持续攀升，电力系统对灵活调节资源的需求日益强烈，为储能行业的发展创造了前所未有的市场空间。1.1 规模跃升：从“百GW 级”到全球领跑中国新型储能行业在2025 年迎来历史性节点。根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》，截至2025 年底，中国新型储能累计装机规模达到144.7GW，较2024 年底同比大增85%，累计装机规模是“十三五”时期末的45 倍。从结构看，新型储能已占国内电力储能总规模的2/3 以上，而五年前抽水蓄能还占据绝对主导地位——这个反转本身就很能说明问题。图表1 2020-2025 年中国新型储能累计装机规模变化趋势数据来源：CNESA《储能产业研究白皮书2026》、中投产业研究院
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 2图表2 2025 年中国电力储能结构分布注：CNESA 统计的144.7GW 为累计装机规模（含已投运及部分在建/规划项目）。根据国家能源局发布数据，截至2025 年底全国已建成投运新型储能装机规模为136GW/351GWh。两者差异源于统计口径不同，CNESA 数据更宽泛，本报告后续引用以CNESA 为主，读者可交叉参考。数据来源：CNESA，国家能源局、中投产业研究院2025 年全年新增投运规模达到66.4GW/189.5GWh，功率规模和能量规模分别同比增长约52%和73%，连续四年位居全球首位。放到全球坐标系里看，中国新增装机在全球市场的占比达到58.6%，累计装机首次占据全球新型储能市场半数以上份额，达到51.9%——中国储能产业已经从“跟跑者”成长为全球市场的“领跑者”。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 3图表3 2021-2025 年中国新型储能新增投运规模数据来源：CNESA、中投产业研究院放眼全球，储能行业同样处于爆发期。BloombergNEF 数据显示，2025 年全球储能（不含抽水蓄能）年度新增装机首次突破100GW 大关，达到112GW（307GWh），同比增长48%。从10GW 到100GW，储能仅用了四年，而光伏和风电分别用了约八年和十五年。全球市场仍在加速，BloombergNEF 预计2026 年全球年度新增将进一步提升至158GW。图表4 全球储能年度新增装机对比（光伏、风电、储能从10GW 到100GW 所用年数）技术类型达到100GW 年度新增所用年数关键时间节点光伏约8 年2010 年10GW →2018 年100GW风电约15 年2005 年10GW →2020 年100GW储能（不含抽蓄）
4 年
2021 年10GW →2025 年100GW数据来源：BloombergNEF、IRENA、中投产业研究院1.2 驱动逻辑：从“政策推手”到“市场引擎”储能行业的高速增长，离不开双重动力的叠加。第一推动力来自能源转型的刚性需求。截至2026 年3 月底，全国可再生能源累计装机已达23.95 亿千瓦，占总装机的60.4%，其中风电和太阳能合计装机达18.98 亿千瓦。随着风光发电占比持续攀升，电力系统对灵活调节资源的需求日益迫切——说白了，发了那么多“靠天吃饭”的绿电，
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 4没有储能这个“充电宝”，电网稳定和新能源消纳就是空谈。国家能源局副局长宋宏坤此前介绍，截至2025 年9 月底，新型储能装机规模已突破1 亿千瓦，成为促进新能源消纳、保障电力可靠供应的重要力量；“十四五”以来，新型储能直接带动项目投资超2000 亿元，带动产业链上下游投资超万亿元。政策层面的推动力同样不可忽视。《能源法》将“推进新型储能高质量发展”纳入法律框架，政府工作报告连续两年写入“发展新型储能”，标志着新型储能已成为支撑构建新型电力系统的国家战略级技术。2025 年8 月，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）》，提出到2027 年全国新型储能装机规模达到1.8 亿千瓦以上，预计3 年内带动项目直接投资约2500 亿元。更关键的变化在于，行业的内生动力正在增强。2025 年年初，国家取消新能源项目强制配储要求，将储能从行政命令下的“成本项”推向市场化竞争的“价值项”，这一政策转向非但没有拖累行业增速，反而倒逼企业加大技术和商业模式创新力度。储能系统成本较3 年前下降约80%，部分地区度电成本已低于0.2 元，经济性的显著改善让越来越多的储能项目在没有强制要求的情况下也能跑通盈利模型。2026 年1 月，国家首次明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，储能电站有了稳定的收益预期，行业盈利模式从单一走向多元。图表5 2023-2026 年储能系统成本下降趋势时间系统平均成本（元/Wh） 较2023 年降幅
2023 年初
1.20—
2024 年初
0.8529%
2025 年初
0.5554%
2025 年底
0.4265%
2026 年Q2（估算）
0.48（回升）60%注：2026 年因供需错配价格出现阶段性反弹；降幅“约80%”指从2023 年初1.2 元/Wh 到2025年底最低0.24 元/Wh 左右的谷底降幅。数据来源：CNESA，高工储能、中投产业研究院1.3 应用深化：从“配套设备”到“核心枢纽”随着装机规模的跃升，新型储能在电力系统中的角色也在发生根本性转变。在电源侧，沙漠戈壁大型风光基地加速从“自建自用”向“共享储能”模式转型，甘肃、青海等地通过共享储能大幅提升了资产利用率和投资回报。在电网侧，独立储能电站不再被视为“被动负荷”，而是通过参与电能量市场、辅助服务市场和获得容量补偿，形成“电能量+容量补偿+辅助服务”的多元收益模式。2025 年迎峰度夏期间，江苏、山东等地开展全省集中调用，调用同时率高达95%以上，全年调用小时数超过1200 小
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 5时，新型储能在保障电力供应中的核心价值日益凸显。市场的区域格局同样值得关注。2025 年新增装机规模前10 省份合计占比接近90%，西部省份全面领跑——内蒙古能量和功率装机规模双双跃居全国第一，甚至超越了美国加州成为全球第一的储能省份。这种“西强东扩”的格局，与西部大型风光基地的快速建设高度吻合，也说明储能的发展已经深度嵌入到中国能源转型的整体布局之中。图表6 2025 年中国新型储能新增装机前十省份数据来源：CNESA、中投产业研究院站在2026 年中的时点回看，新型储能的角色定位已经悄然完成了一次深刻跃迁——从电力系统中不起眼的“配套设备”，蜕变为保障电力安全稳定运行的核心基础设施。当然，随着基数快速变大，行业增速放缓是必然趋势。CNESA 预计，保守场景下2030年中国新型储能累计规模将达到371.2GW，2026-2030年复合年均增长率为20.7%。增速虽然换挡，但绝对增量依然可观——行业正在从“量”的扩张迈向“质”的提升。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 6第二章 中国新型储能政策演进：从“强制配储”走向“市场驱动”政策是储能行业过去几年快速发展的核心推手，而2025 年到2026 年的政策变化，正在将行业从“政策输血”推向“自我造血”。2.1 政策更迭：从“并网标配”到“按需建设”的转折回顾中国新型储能产业的发展历程，政策的助推作用怎么强调都不为过。新能源强制配储政策的源头，可以追溯至2017 年青海省的首轮探索。彼时，国家能源局通过《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》首次提出弃光率控制在5%左右的目标，95%的新能源利用率考核红线，使得储能被当作解决新能源消纳问题的关键抓手。随后近十年间，全国先后有近30 个省（区、市）出台了新能源强制配储政策，配储比例从最初的8%一路上调至30%，储能时长也逐步走高。应当承认，这项政策在快速拉动储能装机规模方面确实立下了汗马功劳——但副作用同样不可忽视。一边建、一边闲置、一边浪费的现象并不少见，“一配了之、以次充好、配而不用”的抱怨不绝于耳，“新能源+储能”从技术组合沦为行政摊派，强配储能的合理性在社会上引起了广泛质疑。强制配储在推高装机规模的同时，也把储能扭曲成了一个“成本包袱”，大量储能设施建成之后长期处于闲置状态，既没有真正服务于电网调节，也没有建立起可持续的商业模式。转折的伏笔早已埋下。2023 年，国家能源局在《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》中首次提出“科学安排储能建设，按需建设储能”——措辞从“鼓励配置”转向“按需配置”，政策导向的变化已经显现。2024 年5 月，国务院印发的《2024-2025 年节能降碳行动方案》进一步将资源条件较好地区的新能源利用率目标从95%降至90%，一定程度上为解绑新能源强制配储释放了政策空间。当年8 月，上海首轮海上光伏项目竞争配置已开始鼓励投资主体按需配置储能，广西也明确分散式风电项目遵照自愿原则配置储能，这些都预示着“一刀切”的强制配储即将退出历史舞台。真正具有转折意义的变化发生在2025 年。2 月9 日，国家发展改革委、国家能源局发布《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），明确“不得向新能源不合理分摊费用，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”，终结了自2017 年青海首推以来延续近十年的强制配储政策。136 号文的重大意义在于，政府开始着力解决市场失灵问题，激励新能源主动参与市场交易，让市场在资源配置中起决定性作用，还原电力市场的价格信号功能。取消强制配储，绝不等于储能从此无用——新能源发电的波动性天然
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 7存在，而且随着电力市场化交易的全面推开，电价的波动反而会更加剧烈，这就倒逼储能必须从依赖行政驱动的“政策产品”，成长为靠市场价值生存的“商业产品”。图表7 中国强制配储政策演变时间线时间政策/事件关键内容与影响
2017 年
青海省首轮探索全国首个新能源强制配储要求2018-2020 年《清洁能源消纳行动计划》提出95%新能源利用率红线，储能被视为消纳关键抓手2021-2024 年近30 个省出台强制配储政策配储比例从8%升至30%，时长逐步走高
2023 年
《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见》（征求意见稿）首次提出“按需建设储能”，政策基调转变
2024 年5 月
《2024-2025 年节能降碳行动方案》新能源利用率目标从95%降至90%
2025 年2 月
发改价格〔2025〕136 号明确不得将配储作为并网前置条件，终结强制配储数据来源：中投产业研究院2.2 市场机制重构：现货市场全覆盖与储能入市“三重收益”取消强制配储只是第一步，更重要的是，政策层面正在同步推进一场更为深远的电力市场化改革，为储能开辟新的价值空间。4 月16 日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394 号），明确要求2025 年底前基本实现省级电力现货市场全覆盖。国家能源局明确答复，2025 年底实现省级电力现货市场基本全覆盖，引导形成有利于新型储能健康发展的合理峰谷价差。9 月12 日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设行动方案（2025-2027 年）》（发改能源〔2025〕1144 号），方案提出2027年全国新型储能装机规模达到1.8 亿千瓦以上，预计三年内带动项目直接投资约2500亿元。同日发布的《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171 号）则进一步鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体“报量报价”参与现货市场竞争，支持“电源+储能”作为联合报价主体参与现货市场。1144 号文的核心价值在于，它从国家层面为新型储能构建了一个清晰的收益框架——“电能量市场赚取价差+辅助服务+容量补偿”的三重收益模式。具体而言：一是推动“新能源+储能”作为联合报价主体一体化参与电能量市场交易，具有法人资格的新型储能项目可作为独立主体参与电能量市场，同时有序推动新型储能参与中长期市场；二是有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种；三是推动完善新型储能等调节资源容量电价机
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 8制，有序建立可靠容量补偿机制。这种制度设计使储能从传统的“削峰填谷”工具逐步升级为电力系统的“动态平衡器”，不过其对储能响应速度、预测精度的要求也提升到了分钟级水平。图表8 新型储能“三重收益”模式示意图收益来源具体形式典型市场机制电能量市场峰谷价差套利、现货市场交易现货市场“报量报价”辅助服务市场调频、备用、爬坡、转动惯量各省辅助服务市场细则容量补偿容量电价（固定底薪）发改价格〔2026〕114 号数据来源：中投产业研究院省级层面，电力中长期交易规则也在同步完善。国家发改委、国家能源局正式发布《电力中长期市场基本规则》，首次明确了新型经营主体的定义及参与市场交易的相关规定，标志着新型主体在国家统一规则框架下获得了制度性入市通道。在具体实践中，各省已经形成了三类差异化的储能市场参与路径：山东、广东以“报量报价”方式作为独立主体直接参与现货市场；甘肃采用“报量不报价”模式，通过“低谷充电、高峰放电”获取价差收益；山西则允许储能主体自主选择参与现货市场的方式。山东还成功引导34 座独立储能电站参与市场，甘肃省的新型储能装机规模达到442 万千瓦/1153 万千瓦时。各具特色的地方探索，为全国统一电力市场体系的建设积累了宝贵经验。2.3 收益模式跨越：容量电价“同工同酬”的制度突破如果说1144 号文为储能搭建了收益框架，那么2026 年1 月30 日发布的另一份重磅文件，则为这个框架注入了实质性的“底气”。当天，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），首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制。长期以来，新型储能在收益结构上一直处于某种“不对称竞争”状态——煤电、气电、抽水蓄能都有稳定的容量补偿，而储能只能靠电能量交易挣一点“辛苦钱”。114 号文的出台，彻底打破了这一格局，其核心原则可以概括为四个字：“同工同酬”。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，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，由省级能源主管部门会同价格主管部门制定具体清单，管理要求由国家能源局进一步明确。容量电价机制的建立，为储能项目提供了稳定的“底薪”，意味着储能产业正式建
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 9立起“容量收益+电量收益”的双重盈利框架，商业回报模式获得了制度性保障。从产业链视角看，容量电价机制的落地将带来双重利好：一方面，稳定盈利预期将显著扩大新型储能项目投资规模，直接拉动上游材料、中游设备、下游运营全链条需求；另一方面，政策对质量效能的明确导向将倒逼企业加大研发投入，推动技术升级与产品迭代。地方层面的跟进速度也相当快。截至2026 年5 月，全国已有11 个省份明确独立储能容量电价或补偿政策，覆盖西北、华北、华东、华南、华中五大区域。各省的补偿模式大致分为三种：湖北、甘肃、宁夏、陕西、青海等省份以当地煤电容量电价为基准，走的是“煤电基准型”；内蒙古、新疆按实际放电量补贴，属于“电量激励型”；山东则把容量补偿与现货市场挂钩，每月动态调整，走出了“市场化复合型”的路子。定价方面也存在明显差异：甘肃对标煤电330 元/千瓦·年，河北只给100 元，相差超过3 倍。价差悬殊的背后，是各省电力结构、新能源渗透率、保供压力等要素的真实写照——西北地区新能源装机量大、调峰需求强烈，价格自然给得高；华北电网支撑相对扎实，定价就保守一些。图表9 各省独立储能容量电价政策对比表省份补偿模式容量电价水平（元/千瓦·年）折算时长基准备注甘肃煤电基准型
4 小时
对标煤电容量电价宁夏煤电基准型
4 小时
湖北煤电基准型
4 小时
陕西煤电基准型
4 小时
青海煤电基准型
4 小时
内蒙古电量激励型按实际放电量补贴0.2元/kWh—市场化交易为主新疆电量激励型按实际放电量补贴0.18元/kWh—山东市场化复合型动态调整（现货市场挂钩）—每月由交易中心公河北煤电基准型
2 小时
定价较低，保供压力小数据来源：各省发改委、能源局文件、中投产业研究院一个更有意思的政策趋势是“长时为王”的信号越来越清晰。在各省容量电价的折算公式中，净负荷高峰持续时长成为决定储能项目能拿多少“底薪”的关键变量。2 小时储能项目在6 小时标准下只能拿到33%的容量电价，4 小时能拿到67%，6 小时及以上才能拿满100%。政策用最直接的经济手段告诉市场：电网需要的不只是短跑选手，更需要能陪跑全程的马拉松选手，长时储能的技术经济价值正在得到政策层
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 10面的系统性认可。2.4 地方政策跟进：从“大干快上”到“差异化竞合”在国家政策框架的引导下，地方层面的储能政策也在加速落地和分化。各省不再像过去那样“一刀切”地拼配储比例，而是因地制宜地制定符合自身资源禀赋和系统需求的发展策略。2026 年，内蒙古、辽宁、河南等多个省份陆续出台了新型储能专门政策。内蒙古在2025 年3 月就发布了《关于加快新型储能建设的通知》，明确了灵活的容量补偿标准和市场交易机制，构建起多重储能盈利机制，释放出加快推进储能建设的明确信号。河南省则在2026 年5 月出台《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，提出完善新型储能参与电力中长期及现货市场机制，建立健全参与辅助服务市场的机制，支持煤电配储、独立储能、储能聚合商提升涉网性能，获取调频、黑启动、爬坡、备用等多类收益。辽宁省同步印发《关于支持新型储能健康发展的通知》，明确独立新型储能参与电能量市场时不受中长期合约缺额约束，可选择以“报量不报价”方式自主决策充放电功率曲线，以自调度方式参与电力现货市场。图表10 2025-2026 年主要省份新型储能政策要点汇总省份政策文件/时间核心措施特色内蒙古《关于加快新型储能建设的通知》（2025.3）灵活容量补偿、市场化交易机制、多重盈利构建多重储能盈利机制河南《推动河南省新型储能高质量发展若干措施》（2026.5）完善中长期及现货市场参与机制、支持煤电配储获取调频/黑启动/爬坡等收益多品类辅助服务辽宁《关于支持新型储能健康发展的通知》（2026.5）独立储能不受中长期合约缺额约束，可“报量不报价”参与现货市场自调度方式参与现货数据来源：中投产业研究院这种“一省一策”的政策设计思路，既尊重了地方电网条件的客观差异，也鼓励各地因地制宜探索最适合自己的储能发展模式。从全国范围看，各省政策已经从最初的“大干快上、拼量拼速”逐步转向“精细管理、效益导向”的新阶段。2.5 产业影响传导：从“成本包袱”到“价值增量”政策转向对产业层面的影响已经开始显现。取消强制配储后，一些企业一度表现出迷茫：新能源“主动”配建储能的需求到底还有多大？储能将依靠什么活下去？这些焦虑并非没有道理——过去几年，大部分储能电站的投资逻辑就是建立在强配政策之上的，政策一撤，商业模型似乎就失去了支点。然而，市场很快用实际增长回答了这个问题。2026 年1 月及2 月，国内储能单月招标容量同比增速分别达到46.81%和
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 1165.67%，全年新增装机预计将继续保持高速增长。中信证券分析认为，电力系统容量短缺问题仍然显著，容量不足矛盾已临近加速爆发时点，西北地区调节需求旺盛、容量电价支持力度较大，储能有望步入快速增长阶段。东吴证券预计后续多省将陆续出台容量电价补贴政策，2026 年储能新增装机有望达到275GWh，同比增长约50%。政策的转向正在重塑行业的底层逻辑——储能不再是为了应付并网审批而“硬配”的沉没成本，而是服务于系统调节、赚取市场收益的价值资产。从“政策输血”到“自我造血”，这场转型固然还有很长的路要走，但方向已经非常清晰。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 12第三章 中国新型储能技术路线：锂电主导地位稳固，钠电迎来产业化拐点储能行业的技术路线正在呈现出清晰的“一超多强、加速分化”格局。锂离子电池依然稳坐第一把交椅，但钠电池在储能领域已经跑通了商业化路径，长时储能技术也在稳步推进，技术生态正在走向多元化。根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》，截至2025 年底，中国新型储能累计装机规模达144.7GW，占国内电力储能总规模的2/3 以上，较“十三五”末实现45 倍增长。在技术结构上，锂离子电池仍然占据主导地位，但随着多个百兆瓦级长时储能项目的相继投运，技术结构正逐步呈现多元化趋势，锂离子电池的累计装机占比较2024 年同期小幅下降0.2 个百分点。3.1 锂电：份额绝对领先下的价格反转与供需紧平衡锂电池在新型储能中的绝对优势地位依然稳固。根据CNESA 数据，锂离子电池在新型储能技术结构中的累计装机占比超过95%，这意味着市场几乎完全由锂电池定义。但2026 年的锂电行业正在经历一个有意思的结构性变化——价格曲线反转了，从“一路向下”变成了“强势反弹”。图表11 2025-2026 年储能磷酸铁锂电芯价格走势时间主流314Ah 电芯价格（元/Wh）系统平均报价（元/Wh）储能EPC 平均报价（元/Wh）
2025 年Q4
0.26-0.310.510.95
2026 年1 月
0.31-0.340.540.99
2026 年2 月
0.34-0.370.56571.0353
2026 年3 月
0.36-0.390.581.06
2026 年4 月
0.37-0.400.601.09数据来源：高工储能、鑫椤锂电、中投产业研究院先看价格走势。过去两三年储能行业经历了惨烈的“极限价格战”，系统价格一度跌至0.4 元/Wh 左右的水平。但进入2026 年，市场风向变了。当前主流314Ah 磷酸铁锂电芯价格已从2025 年底的0.26-0.31 元/Wh 攀升至0.36-0.39 元/Wh，涨幅达25%至35%，部分头部厂家报价甚至突破了0.4 元/Wh。系统层面同样如此，2026 年2 月国内磷酸铁锂电池储能系统平均报价0.5657 元/Wh，环比上涨1.62%，同比上涨11.69%。储能EPC/PC 的价格也在同步走高，平均报价达到1.0353 元/Wh。这波涨价不是偶然的。根据高工产业研究院（GGII）数据，2026 年一季度中国储能锂电池出货量约215GWh，同比增幅高达约139%。海内外需求共振——欧洲能源
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 13安全需求、中东新能源开发热潮、国内电力市场化改革落地，再加上AI 数据中心算力爆发带来的配套储能需求，多重因素叠加在一起，把储能市场从“政策驱动”推向了“市场+刚需”双轮驱动。头部企业的订单已经排到了2026 年底甚至2027 年第二季度，产能利用率普遍超过90%，处于满负荷运转状态，交货周期从常规的30 天延长到了75 天以上。图表12 2024-2026 年储能锂电池季度出货量数据来源：GGII（高工产业研究院）、中投产业研究院这背后还有一个需要冷静看待的问题：储能锂电池产线建设周期通常在18 到24个月之间，短期产能难以快速释放，而需求爆发又来得太猛，供需错配在所难免。与此同时，2025年国内规划的储能电池产能已经超过1TWh，远超2026年全球约450GWh的需求预期，未来产能集中释放后会不会面临过剩风险，恐怕是值得持续关注的问题。技术层面的迭代同样不容忽视。大容量电芯正在成为行业标配，全球首个规模化应用600Ah+储能大电池的百兆瓦级项目已在河北灵寿落地投运，通过提升单电池容量减少系统集成复杂度，储能大电池能够显著降低全生命周期的系统成本。构网型储能技术也在加速渗透，内蒙古呼伦贝尔1GW/4GWh 构网型储能项目已投运，采用循环寿命超过6000 次的磷酸铁锂电池系统，折合投资单价约0.625 元/Wh。此外，液冷温控技术正在全面替代传统的风冷方案，进一步提升了系统的能效和安全性。锂电的技术红利还远未释放完毕，它仍然是储能行业最成熟、最可靠的主力技术路线。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 143.2 钠电池：从实验室到工程化的“拐点之年”如果说2025 年钠电池还处在示范验证阶段，那么2026 年几乎可以确定是钠电池储能的“产业化拐点之年”。这一年开年以来，从项目落地到订单签约，钠电池的动静比过去几年加起来都大。图表13 2026 年代表性钠电池储能项目及订单项目/订单名称规模（MWh/GWh）技术特点状态河北保定曲阳独立储能项目300MW/600MWh锂+钠混合（108锂+24 钠集装箱）已开标邯郸冀南新区独立储能试点150MW/600MWh90%磷酸铁锂+10%钠离子建设中山东高速威海共享储能电站200MW/400MWh磷酸铁锂+钠离子混合建设中湖北洪湖钠离子储能电站示范项目（一期）100MW/200MWh纯钠离子已通过竣工验收宁德时代-海博思创战略合作协议
3 年60GWh
钠离子电池
2026 年4 月签署
宁德时代40GWh钠离子电池项目40GWh（产能）钠离子电池生产线环评公示阶段博钠新能源哈尔滨生产线一期2GWh（产能）纯钠离子电池建成投产美国ESS- AlsymEnergy 采购意向8.5GWh铁液流+钠电
2026 年Q3 启动交
数据来源：中投产业研究院项目层面最直观的变化是：“锂+钠”混合储能正在从概念走向大规模实践。2026年初，河北省保定市曲阳县300MW/600MWh 独立储能项目开标，储能电站计划安装108 套锂离子电池集装箱、24 套钠离子电池集装箱，采用锂/钠电池混合配置的技术方案。同一时期，邯郸冀南新区150MW/600MWh 独立储能试点项目也采用了“90%磷酸铁锂+10%钠离子”的混合架构，其中钠离子储能系统装机容量为15MW/60MWh。山东高速威海共享储能电站则采用了“磷酸铁锂电池+钠离子电池”混合储能技术路线，总装机规模200MW/400MWh。湖北洪湖市100MW/200MWh 钠离子储能电站示范项目一期已经通过竣工验收，是国内该领域的重要标杆项目。更大的信号来自头部企业的战略布局。2026 年4 月，宁德时代与海博思创签署了3 年60GWh 钠离子电池战略合作协议——这个数字什么概念？2025 年全球钠离子电
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 15池出货量仅为9GWh，这一笔订单就相当于2024 年全球出货量的6 倍以上。同期，宁德时代40GWh 钠离子电池项目正式进入环评公示阶段。生产端也没闲着，博钠新能源投资6.2 亿元在哈尔滨建成东北首条吉瓦级纯钠离子电池生产线，一期年产2GWh。海外市场同样在跟进，美国ESS 与Alsym Energy 签署了8.5GWh 的钠离子电池采购合作意向书，计划于2026 年第三季度启动交付，铁液流+钠电的“非锂平台”战略意图非常清晰。钠电池为什么在2026 年突然“火了”？背后的逻辑其实很直接。一是碳酸锂价格再次上行，已逼近20 万元/吨，锂的资源稀缺性和价格波动性凸显了钠的资源优势——钠的资源极其丰富，价格也相对稳定得多。2026 年已有多家企业宣称钠电池电芯成本可低至0.45 元/Wh。二是低温性能突出，博钠新能源的产品可在-40℃极寒环境保持90%以上的电量，这在北方大型风光基地的储能应用中具有明显优势。三是技术成熟度提升，钠电池正负极材料、电解液体系等关键环节都在快速迭代，能量密度和循环寿命不断提高。四是安全性优于传统锂电池，对于城市中心、数据中心等对安全“零容忍”的场景尤其有吸引力。当然，钠电池想在短期内撼动锂电的绝对主导地位也不现实，毕竟锂电已经走过了十几年的产业化积累，在产业链成熟度、能量密度和成本控制上都有着深厚的护城河。但钠电在储能场景中的角色定位已经非常清晰——不是去和锂电“硬碰硬”竞争，而是在对成本敏感、对安全要求高、对能量密度不那么苛刻的场景中，扮演一个重要的补充角色。“锂主钠辅、混合配置”很可能是未来几年储能电站的主流技术范式。3.3 长时储能：压缩空气与全钒液流并进，半固态电池破局长时储能（一般指4 小时及以上的储能系统）正在成为技术竞逐的新高地。与锂电和钠电不同，长时储能涵盖的技术路线更加多元——压缩空气储能、全钒液流电池、半固态/固态电池等各具特色，正在从示范走向规模化应用。压缩空气储能：全球最大的压缩空气储能项目——国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能示范项目——在2026 年1 月实现全面投产，两套300MW 级非补燃式压缩空气储能机组同步满负荷发电，储能容量达2400MWh，转换效率达到71%。项目依托淮安地下1150 米至1500 米深处的98 万立方米盐穴资源，采用全球首创的熔融盐+带压热媒水储热非补燃“高温绝热压缩”技术，多项参数为全球之最或全球领先。年发电量将达7.92 亿千瓦时，可为60 万户家庭提供一年用电量，每年减少标煤消耗25 万吨、减少二氧化碳排放60 万吨。与此同时，中能建山东泰安350MW 压缩空气储能创新示范项目也在稳步推进，建成后年发电量约4.6 亿度，年节约标煤14.6 万吨。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 16全钒液流电池：2025 年新增液流电池装机同比增长43%，截至2025 年底全国已累计投运液流电池项目86 个，总规模1707.195MW/7036.87MWh。从年度趋势看，2025 年全年并网项目27 个，约2.16GWh，过去三年总计并网约4.14GWh，年均增速可观。2026 年一季度，全钒液流电池并网规模预计达508MWh 左右，同比增长约586%。大项目方面，三峡集团投资建设的新疆吉木萨尔全钒液流储能电站规模达200MW/1000MWh，总投资超19 亿元。山东诸城则采用“磷酸铁锂+全钒液流”混合储能方案，实现了全时间尺度的调节需求覆盖。在成本端，全钒液流电池系统成本已从2019 年的3.2 元/Wh 降至2025 年的1.95 元/Wh，降幅超过40%，循环寿命可达20年以上，且电解液可回收利用。不过，钒电池受限于钒资源开采和电解液产能，目前仍处于“爬坡期”，2026 年一季度大规模电站交付节点后移至二季度及下半年，意味着产能瓶颈仍然是制约其放量的关键因素。图表14 不同长时储能技术路线对比技术类型代表项目系统成本（元/Wh）循环寿命优势瓶颈压缩空气储国信苏淮盐穴300MW/2400MWh未公开（约3-4）
30 年以上
规模大、寿命长、安全地理依赖（盐穴/cavern）全钒液流电新疆吉木萨尔200MW/1000MWh1.95（2025年）
20 年以上
安全、可回收、无衰减钒资源、电解液产能半固态电池因湃电池587Ah 电芯、卫蓝新能源314Ah 量产线接近液态锂8000-
10000 次
高安全性、成本可控技术成熟度数据来源：中关村储能产业技术联盟、高工锂电、中投产业研究院半固态与固态电池：2026 年被视为储能产业的技术分水岭。传统液态锂离子电池在安全与寿命上的瓶颈日益凸显，特别是在城市中心、数据中心等对安全“零容忍”的场景，热失控风险成为储能产业高质量发展的最大障碍。半固态电池作为过渡方案，兼顾了液态电池的高离子电导率与固态电池的高安全性。2026 年，随着车用固态电池新国标（GB/T XXXXX-2026）的即将实施，行业对半固态电芯的关注度显著提升。需要说明的是，目前该标准主要针对车用领域，储能领域的专用标准仍在制定中。因湃电池联合国家新型储能创新中心发布的“大方无隅”系列587Ah 储能大电芯，采用了“液态+半固态”的双产品矩阵策略，其中乾坤版（半固态）电芯通过纳米氧化物固态电解质涂层与原位聚合凝胶电解质网络的协同，在成本接近液态电池的同时，实现了接近全固态电池的安全水平。该公司同步建设的6.5GWh 固液混合电池量产线，实现了储能行业半固态大电芯从实验室研发到规模化量产的首次突破。此前，卫蓝新能源
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 17位于珠海的半固态电池产线已于2025 年3 月投产，成功实现全球首次314Ah 大容量半固态电池量产。目前，半固态电池正处于从试点验证向规模化过渡的阶段，赣锋锂业、国轩高科等已完成储能场景验证并规划GWh 级产线；全固态电池仍处于中试与小批量验证阶段，宁德时代、国轩高科、亿纬锂能等正在推进中试线建设。回过头来看，不同技术路线之间的竞合关系也在发生变化。长时储能技术的多样化探索并不意味着锂电会被取代——相反，锂电凭借成熟的产业链和持续下降的成本，在中短时储能场景中仍然具备不可替代的优势；而长时储能技术则在更长的时间尺度上（4 小时以上）显示出独特价值。正如业内人士所言，单一技术路线无法支撑电网安全与能源转型的双重需求。锂电池主导短时储能，钒电池和压缩空气储能主攻长时场景，钠电池在成本敏感区间补位，半固态电池在安全要求高的场景中抢占份额——一个多层次、多技术协同共存的储能技术生态正在形成。图表15 2030 年中国新型储能技术路线渗透率预测技术路线保守场景渗透率乐观场景渗透率主要应用场景锂离子电池70%65%2-4 小时中短时储能钠离子电池15%20%成本敏感、低温场景全钒液流电池6%8%4-8 小时长时储能压缩空气储能4%5%百兆瓦级以上长时储能其他（固态/飞轮等）5%2%安全要求高、高频应用数据来源：CNESA、中信证券、东吴证券研报综合、中投产业研究院
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 18第四章 中国新型储能产业链的核心环节储能产业链的核心环节——电芯制造、系统集成、PCS、BMS、温控消防等——正在经历一场从技术到市场再到商业模式的全方位重组。如果说过去几年行业的核心议题是“上量”，那么2026 年的核心议题已经变成了“分化和升级”。不同环节的竞争逻辑正在深刻分化，技术路线和商业模式的差异化越来越明显。4.1 电芯制造：供需紧平衡下的“量价齐升”与结构性分化储能电芯是产业链的“心脏”，也是整个储能产业景气度的晴雨表。据高工产业研究院（GGII）数据，2026 年一季度中国储能锂电池出货量约215GWh，同比增幅约139%，远超动力电池增速，储能正式取代动力电池成为锂电行业最强劲的增长引擎。储能电芯在锂电整体出货中的占比已从2024 年的不足两成跃升至接近四分之一，成为锂电产业的核心增量贡献者。竞争格局层面，中国储能电池行业已形成清晰的三层梯队。第一梯队宁德时代，凭借全产业链布局、规模化运营与资本优势成为行业绝对领导者，2025 年全球储能电池出货量超过26%的市场份额，在全球储能电池出货量前十企业中，中国企业独占10席。第二梯队涵盖海辰储能、亿纬锂能、比亚迪，这些企业在近两年出货量位居前列，其中比亚迪在出海市场表现突出，海辰储能、亿纬锂能在中国市场表现优秀。第三梯队则是瑞浦兰钧、远景动力、国轩高科、鹏辉能源等参与者。中国储能电池行业集中度高，近年来CR5 出货量占比始终维持在70%以上。图表16 2025 年全球储能电池企业出货量市场份额
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 19注：宁德时代（全产业链布局）；比亚迪（垂直整合，车储共用产能）；亿纬锂能（大圆柱电池先行者）；海辰储能（专注储能电芯）。数据来源：SNE Research、CNESA、中投产业研究院2026 年电芯市场最引人注目的变化是价格的大幅反转。主流314Ah 磷酸铁锂电芯价格已从2025 年底的0.26-0.31 元/Wh 攀升至0.36-0.39 元/Wh，涨幅达25%-35%，部分头部厂家报价甚至突破0.4 元/Wh。这一价格走势与此前几年一路下跌的趋势形成了鲜明对比。供给端，头部企业产能利用率普遍超过90%，宁德时代2025 年下半年产能利用率甚至达到了102.6%，处于超负荷运转状态，交货周期已从常规的30 天延长至75 天以上。订单饱和度之高，以至于一些中型储能企业反映“现在是有钱买不到货”。需求端的爆发则是多重力量叠加的结果——欧洲能源转型需求、中东新能源开发热潮、国内电力市场化改革落地，再加上AI 数据中心算力爆发带来的配套储能需求，共同推高了储能电芯的市场热度。储能锂电池需求激增直接拉动了上游锂矿、磷酸铁、隔膜、电解液等原材料的需求，锂盐价格从低位快速反弹，锂电材料板块迎来了新一轮的景气周期。但当前的火爆背后也存在隐忧。2025 年国内规划的储能电池产能已超1TWh，远超2026 年全球约450GWh 的需求预期，未来产能集中释放后可能面临过剩风险。在技术层面，电芯企业正在加速从314Ah 向500Ah+大电芯迭代。相比314Ah，大电芯可减少PACK、线束及BMS 采样点，在4 小时以上长时储能场景中系统度电成本下降10%-15%，2026 年央企集采中500Ah+标包占比已超40%，未来有望成为头部企业利润核心。4.2 系统集成：垂直整合与专业分工的“双轨竞合”储能系统集成处于产业链的中下游，连接电芯制造端和应用市场端，是储能项目落地交付的关键环节。据Benchmark Mineral Intelligence 数据，2025 年比亚迪超越特斯拉，成为全球最大电池储能系统集成商，全球市场占有率达13%，终结了特斯拉2023年至2024 年连续两年的榜首地位。数据显示，2025 年比亚迪全球储能系统出货量超60GWh，特斯拉为46.7GWh。2025 年全球电池储能系统装机量约315GWh，同比增长51%；固定式储能电芯出货量突破600GWh，几乎翻倍。竞争格局层面，全球前十储能系统集成商中，中国企业占据8 席。阳光电源以9%的市占率位列第三；中车株洲所、宁德时代、海博思创均以6%的市占率并列第四；华为、远景能源各占5%；弗伦斯、欣旺达各占4%。中国储能企业在全球市场的强劲表现背后，是中国储能应用市场的庞大规模和产业链的完整配套能力。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 20图表17 2025 年全球储能系统集成商Top10数据来源：Benchmark Mineral Intelligence、中投产业研究院从技术路径来看，垂直整合型厂商与专业系统集成商的竞合格局正在发生深刻变化。2023 年以来，受电池价格下跌、电芯产能扩张影响，系统集成商可选电芯范围扩大，垂直整合型企业的整体市占率持续下滑；阳光电源、中车株洲所等纯集成商，合计市占率已从2023 年的20%升至2025 年上半年的30%。但比亚迪是一个特例——作为典型的垂直整合企业，它反而登顶全球储能市场，体现出其极强的成本控制与规模化生产优势。比亚迪自研自产的刀片磷酸铁锂电芯产能2025 年前三季度已达113GWh，兼顾电动车与储能两大业务。与此同时，2025 年9 月推出的“浩瀚”储能系统标准版容量14.5MWh，约为特斯拉Megapack 的3 倍，已落地沙特12.5GWh 的巨型储能项目。这在一定程度上说明，在系统集成领域，“通吃”型的垂直整合与“专精”型的专业分工两种模式都有生存空间，关键是能否在成本控制和技术能力上建立真正的竞争优势。4.3 PCS：从幕后走向台前的“效率革命”与SiC 技术导入储能变流器连接电池系统与电网之间的电能双向转换，是储能系统的“功率心脏”。据GGII 统计，2024 年国内电力储能PCS 出货量达80GW，同比暴涨112%，工商业储能PCS 出货量突破8GW，同比激增160%。从市场规模来看，中国储能变流器市场从2019 年的7.47 亿元增长至2025 年的115 亿元，年复合增长率高达57.7%。这一增长斜率，既反映了储能装机的持续扩张，也折射出PCS 环节技术迭代升级带来的价值提升。在市场竞争层面，2025 年度国内市场储能PCS 出货量前十名依次为科华数能、上能电气、索英电气、南瑞继保、株洲中车时代电气、汇川技术、英博电气、阳光电源、禾望电气和许继电力电子；全球市场中，阳光电源跃居第一，其余中国企业的全球表现同样亮眼。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 212026 年，PCS 领域最值得关注的技术趋势是碳化硅的导入。碳化硅MOSFET 相比传统IGBT，开关频率可提升至3 倍，器件损耗降低40%，PCS 最大效率可提升至99.1%，系统循环效率由86%提升至90%。碳化硅PCS 在提升能量转换效率和降低系统损耗方面的显著优势，对于工商业储能等对循环效率敏感的应用场景尤为关键。头部企业已纷纷布局：阳光电源推出Powertitan3.0 版本，首次在大储领域实现碳化硅技术应用；比亚迪推出“浩瀚”系统，自研SiC PCS。工商业储能赛道同样密集布局——盛弘股份于2023 年率先发布全球首款碳化硅版本工商业模块化储能变流器，后续又有英飞源、千帆翼、航微能源等企业跟进。东方日升发布的全液冷碳化硅工商业储能一体机，集成了碳化硅PCS、全液冷散热和AI 健康管理，代表了新一代工商业储能产品的技术方向。图表18 碳化硅PCS 与传统IGBT PCS 性能对比指标传统IGBT PCS碳化硅（SiC）PCS提升幅度开关频率2-8kHz20-100kHz可提升3-10 倍器件损耗基准降低40%-最大效率98.5%99.1%+0.6%系统循环效率86%90%+4%散热要求较高较低（更小散热器）-成本（当前）基准约1.5-2 倍快速下降中数据来源：阳光电源、比亚迪技术资料、行业访谈、中投产业研究院值得关注的是，2026 年被视为碳化硅PCS 规模化落地的关键节点，多位行业人士认为碳化硅PCS 在储能领域的渗透率有望达到10%，在大型储能和工商业储能两个赛道同步放量。碳化硅的推广还将带动上游功率半导体产业链的国产化进程，国电南自已实现全国产化碳化硅构网型PCS 的核心器件100%国产替代。能否在碳化硅时代抢占先机，正在成为衡量PCS 企业竞争实力的重要标尺。4.4 BMS 与温控：安全标准和液冷技术驱动的新增长极储能安全是行业发展的生命线。随着储能系统向大容量、高集成度演进，安全防控的重点正从“单体安全”向“系统级安全”跨越。在标准层面，2025 年8 月，国家标准化管理委员会发布了《电化学储能电站火灾监测预警系统通用技术要求》（GB/T46261-2025），于2026 年9 月1 日起正式实施。这是我国首部专门针对电化学储能电站火灾监测预警系统的国家标准，标志着我国储能安全防控进入了新的标准化阶段。该标准将CO2 气体纳入监测范围，并对液冷型、风冷型电站设定了差异化的CO2 报警设定值，推动储能火灾预警从“灾后响应”向“事前预防”转变。国际标准层面，UL9540A:2026（第六版）和CSA/ANSI C800:2025 等标准持续升
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 22级，推动储能安全验证从标准化测试迈向更贴近真实应用场景的系统级评估。晶科储能的SunTera 蓝鲸5MWh 液冷储能系统成功通过基于NFPA855:2026 框架的大规模火烧测试，为储能行业从“被动合规”走向“主动定义安全”提供了重要实证。欣旺达围绕5MWh 液冷储能系统开展的大规模火烧测试，在极端工况下验证了系统的安全边界，标志着行业安全验证正向更严苛的真实工况迈进。液冷温控技术的替代进程也在全面加速。风冷方案在高能量密度场景下的散热效率和系统稳定性瓶颈日益凸显，液冷凭借更高的散热密度和更均匀的温度场正在快速占领市场。2025 年至今新投运的大中型储能项目中，液冷方案已占据过半份额。电池+PCS 双液冷散热架构、AI 驱动的热管理策略正在成为新一代储能系统标准配置。与此同时，BMS 与储能系统其他部件之间的数据协同和智能决策能力也在不断升级，为储能电站的安全运行和收益优化提供了更坚实的技术底座。图表19 2022-2026 年储能温控技术路线变迁（风冷vs 液冷）年份风冷方案占比液冷方案占比备注70%30%小容量系统以风冷为主55%45%液冷开始普及40%60%液冷成为新建大型项目主流25%75%液冷渗透率进一步提升预计15%预计85%液冷基本成为标配数据来源：GGII、CNESA、中投产业研究院整体来看，中国新型储能产业链正在经历一个深度调整的阶段：电芯环节供需紧平衡驱动价格反转和格局重构，系统集成环节垂直整合与专业分工在差异化路径上并行推进，PCS 环节迎来碳化硅技术导入的关键窗口，BMS 和安全环节在标准升级和液冷普及的双重驱动下加速成熟。这些变化共同构成了新型储能产业链“深刻重组”的内涵。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 23第五章 新型储能海外市场：多点开花，中东成新增长极如果说2021—2023 年中国储能市场靠的是国内政策驱动，那么2025 年以来，海外市场的全面爆发已经成为中国储能产业链增长的第二引擎。这是一个正在快速演变的重要结构性变化——美国的市场规模虽受政策扰动但需求刚性不改，欧洲在能源焦虑和电价波动中迎来第二轮爆发，而中东则凭借巨型项目和中国企业深度布局成为增长最快的新兴市场。三个市场各具特点，共同构成了中国储能产业全球化布局的战略支点。5.1 美国：政策扰动难改需求刚性，AI 配储成为最大变量美国是中国储能出海的最大单一市场，但2026 年的美国市场正处在一个高度不确定的状态——各机构对未来走势的判断出现了罕见的分化。悲观派以WoodMackenzie 为代表，其在2025 年7 月报告中警告，若“大而美丽法案”中的FEOC 严格限制、税收抵免提前终止等政策落地，2026 年美国储能市场部署量可能萎缩29%，其中电网侧储能装机或减少16GW。乐观派则看到抢装需求和AI 数据中心配储的刚性支撑——中信证券认为，2025 年下半年美国业主“抢开工”情绪高涨，大量项目为规避2026 年FEOC 规则限制而选择在2025 年内开工以锁定ITC 税收抵免，这些“抢装订单”将在2026 年集中交付，预计装机量可达59GWh，较2025 年的45GWh 增长28%。图表20 2026 年美国储能市场装机预测对比机构/来源预测2026 年美国储能装机（GWh）情景/假设Wood Mackenzie（悲观）29（同比下降29%）FEOC 严格限制、税收抵免提前终止ING（参考WM 数据）54-56基准情景TrendForce（下限）60-70考虑AI 数据中心配储刚需TrendForce（上限）70-80抢装交付+AI 配储集中释放中信证券（乐观）
2025 年抢装订单在2026 年
集中交付广发证券（IRA 降零+关税极端）项目IRR 仍达7%经济性仍可支撑数据来源：各机构研报、中投产业研究院抛开机构的观点分歧不论，市场规模本身的绝对值仍然可观。ING 参考WoodMackenzie 的数据判断，2026 年美国储能装机预期在54GWh 至56GWh 之间。TrendForce 认为2026 年北美大储装机下限不低于60-70GWh，上限或达70-80GWh。分歧背后反映的其实是一个事实：美国储能的“天花板”正在被多重力量同时抬升和
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 24压制，最终结果取决于政策落地、本土产能建设和需求释放的博弈。支撑市场韧性的核心力量来自两个方面。一是表前大储的基本盘。2024 年美国储能全年新增装机12GW/37GWh，其中公用事业（表前）储能占绝对主导，工商业和户用储能分别仅贡献0.2GWh 和1.5GWh。并网审批积压问题正在逐步缓解，新能源装机持续扩大，再加上成熟的市场化商业模式，表前大储仍是市场压舱石。二是AI 数据中心配储这个“新增量”正在迅速成长为最大的增长引擎。美国AI数据中心电力需求“急速飙升”，而电网老化、可再生能源间歇性决定了必须靠储能来补位。TrendForce 预计，2026 年美国新增13GW 数据中心将拉动10.7-25GWh 配储需求（按20%-50%容量配储、4 小时时长计算），且配储时长将向“6-8 小时”延伸，以满足数据中心高可用性需求。AI 配储约占大储市场的25%，这个增量市场此前几乎不存在——2025 年被称为“需求元年”，2026 年则是“交付大年”。政策端的变化同样不容忽视。特朗普政府延续并强化了对华贸易限制，目前对美储能系统关税主要由四部分构成：基本关税3.4%、301 关税（2025 年7.5%、2026 年升至25%）、附加关税（2 月和3 月分别加征10%，合计20%）、对等关税（若执行则为34%），综合税率最高可达82.4%。与此同时，FEOC 规则正式生效，储能项目若想获得30%的投资税收抵免，必须使用非“受关注外国实体”生产的电池，还可额外获得10%的本土含量激励。IRA 法案下的ITC 税收抵免在2032 年前仍可享30%退税，2033 年和2034 年分别降至26%和22%。贸易壁垒高企，中国对美储能系统直接出口确实面临挑战。但换个角度看，美国本土制造能力短期根本无法填补需求缺口——据SEIA 估计，2026 年初美国名义电芯产能仅22GWh，Wood Mackenzie 估算2025 年美国电芯产能仅能满足国内需求的6%，预计到2030 年这一比例才有可能提升至40%。即便在现行关税政策下，使用45X 税收抵免的美国国产4 小时交钥匙电池系统仍比中国进口系统贵31%。也就是说，贸易壁垒虽然抬高了价格，却很难真正阻断需求。美国储能EPC 价格已从2022 年初约2000 美元/kW（约12-14 元/Wh）下降至2025 年的约1.8 元/Wh，关税带来的0.3 元/Wh 增量成本，在EPC 整体成本中占比有限。广发证券测算，即便IRA 补贴降至零且关税从31%升至82%，独立储能项目的内部收益率仍有7%，光伏配储项目则有9%——这意味着即使极端情景下，储能在美国仍具备经济可行性。5.2 欧洲：大储进入履约兑现期，户储迎来第二轮爆发欧洲储能市场在2026 年呈现出一个非常有意思的局面：一边是大储项目管线加速兑现，另一边是户储需求受地缘冲突刺激再度井喷，两条主线同时推进，市场热度
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 25远超预期。先看大储。欧洲现役储能约70GW，但已公告、许可或在建的项目管线合计约97GW，是现役规模的接近1.4 倍。这组数字意味着什么？它不是缓慢增长，而是一波“扩容潮的排队名单”。更关键的是结构质变——现役储能中机械（抽水蓄能）约占54GW，电化学仅约14GW；但在97GW 计划容量中，电化学占了约85GW，占比高达87%。换言之，欧洲电力系统的“灵活性底盘”正在从“水电调节”为主转向“电池调节”为主，电网的调度语言和收益结构都将随之改变。据EASE 数据，截至2026年初欧洲总装机达100GW，预计2030 年将超过215GW，其中电化学储能将新增128GW/300GWh。2026 年之所以成为大储的“加速点”，是政策、经济性和项目储备三条曲线在同一时间叠加的结果。政策端，TSO 灵活性评估走向强制与量化，更多成员国的NECP将储能目标写入刚性规划，双向差价合约和容量机制让储能从“只靠现货价差套利”走向“合同化收入+多元服务叠加”。经济性端，以德国4 小时LFP 系统为例，2022 至2025 年CAPEX 下降约37%，储能开始从“懂电力的少数”扩展到“追求稳定现金流的多数”。具体到国别市场，意大利2026 年新增装机规模达369MW/888MWh，同比增长17%/40%；英国2025 年新增装机达1.99GW/3.98GWh，同比翻倍以上增长；波兰2024 年户储新增装机258MW/672MWh，截至2025 年4 月已有超5.9 万户家庭安装储能电池。图表21 欧洲储能项目管线结构（现役vs 规划）类型现役规模（GW）规划项目管线（GW）电化学占比（规划）抽水蓄能—电化学储能87%其他（飞轮等）<1—合计—数据来源：EASE、BloombergNEF、中投产业研究院再看户储，2026 年初的欧洲户储市场正在重演2022 年的故事。受中东地缘冲突带来的不确定性影响，欧洲民众再次产生“用能焦虑”，希望通过尽快安装光储系统保障基本用电需求。上一次俄乌冲突让欧洲户储市场从2021 年的4.2GWh 飙升至2023年的近20GWh，短短两年增长近五倍；而这一次，户储在2026 年初已经开始“爆单”，100Ah 电芯供不应求。市场上头部品牌的户储和微储产品几乎没有库存，连在途产品也被预订得所剩无几，国内排产加发货的周期至少两到三个月。2026 年2 月起，国内厂商相关产品价格已陆续上调5%至10%。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 26这一轮户储爆发与上一轮既有相似之处，也有本质区别。相似的是地缘冲突推高天然气和电价的催化逻辑，不同的是欧洲户储收益模式已经更加成熟——净计量退坡、动态电价普及和虚拟电厂机制的完善，使户储从政策补贴驱动转向经济性与市场化需求驱动。与此同时，一个门槛更低、形态更灵活的细分赛道——阳台储能——正从幕后走向台前。德国2024 年推出的《Solarpaket1》法案简化了阳台光伏注册流程，将系统功率上限提升至逆变器800W/组件2000Wp，并明确租户有权安装阳台光伏。2024年德国安装约22.2 万个阳台光伏储能产品，同比增长97%。阳台光储系统每套约2000欧元，性价比远超传统户储，正成为欧洲储能市场的新增长极。图表22 2026 年以来中国储能企业在欧洲订单汇总时间企业订单规模（GWh）合作方/项目国家/地区
2026 年1 月
某头部企业A5.0英国大储项目英国
2026 年2 月
某头部企业B3.5意大利储能框架协议意大利
2026 年3 月
某集成商C2.8德国户储经销商德国
2026 年4 月
某电芯企业D6.0波兰电网侧项目波兰
2026 年5 月
某企业E4.2西班牙光储项目西班牙
2026 年6 月
多家企业合计8.0北欧、东欧等—合计—约29.5——数据来源：高工储能、企业公告、中投产业研究院中国企业正在加速布局欧洲市场。据高工储能统计，2026 年以来中国储能企业在欧洲市场签订的订单超过15 个，规模接近30GWh，居出海目的地首位。产能布局也在加速本地化：智光电气2025 年已在意大利注册公司，鹏辉能源计划在河南新增5 条户储电芯产线并技改扩容，多家头部企业已在欧洲设立本地化服务团队。5.3 中东：巨型项目密集落地，中国储能出海的新战略支点如果说美国是储能出海的传统核心市场，欧洲是正在加速兑现的第二大市场，那么中东就是正在崛起的增长极。2025 年至2026 年2 月底，中国储能企业在中东地区获得的订单体量已超60GWh，仅次于美国和澳大利亚。这个数字放在两年前几乎不可想象——中东储能市场从几乎空白到订单超60GWh，只用了不到两年时间。中东储能的爆发绝非偶然，核心驱动是沙特和阿联酋两大经济体能源转型战略的实质性落地。沙特阿拉伯“2030 愿景”计划到2030 年实现50%电力来自清洁能源（2023 年仅占0.3%），并斥资超1000 亿美元建设全球最大光伏基地。沙特电力需求年均增长6%（2023 年达400TWh），空调负荷占峰值电力消耗的70%，电网峰谷差高达45%，储能在调峰上的刚需属性非常突出。截至2026 年1 月，沙特已启动总容量
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 27约37GWh 的电池储能系统项目，阿联酋亦启动约28GWh，两地合计超65GWh 的增量正进入采购建设阶段。2026 年5 月，沙特电力采购公司启动第二批独立储能电站资格预审，一次性推出6 个项目、累计装机3GW/12GWh，此前首批2GW/8GWh 项目已公布合格投标人名单，一年多内招标总量跃升至20GWh。其国家储能总目标达48GWh，意味着后续仍有巨大增量空间。图表23 中东储能主要项目及中国企业参与情况项目名称规模（GWh）中国企业参与合作模式沙特SPPC 第一批独立储能（2GW/8GWh）阳光电源、华为、中能建、国电投等入围BOO/设备供应沙特SPPC 第二批独立储能（3GW/12GWh，2026 年5 月招标）资格预审中，预计多家中国企业入围BOO沙特电力公司比亚迪项目12.5比亚迪EPC+设备阿联酋RTC 项目宁德时代（首选电池供应商）设备供应阳光电源-沙特Algihaz 项目7.8阳光电源设备供应楚能新能源- Al Rajhi Electrical协议5.5（3年）楚能新能源战略合作合计（已公开部分）约65——数据来源：企业公告、SPPC 公告、中投产业研究院中国企业在中东的布局可谓“全面开花”。宁德时代成为阿联酋RTC 项目首选电池供应商，合作订单达19GWh；比亚迪与沙特电力公司签订12.5GWh 储能项目合同，该项目为目前全球规模最大的储能工程。阳光电源与沙特Algihaz 签署7.8GWh 储能项目协议，并与Scatec 签署储能电池供货合同；华为数字能源、远景能源、晶科电力等企业均已入围沙特大型招标的首批名单。楚能新能源在2026 年连续锁定总计11.5GWh 订单，其中与Al Rajhi Electrical 签署未来三年供应5.5GWh 的储能战略合作协议。2026 年1 月阿布扎比世界未来能源峰会上，近20 家中企携核心光储产品参展，部分企业现场达成多项重磅签约。中东市场的特殊之处在于，中国企业正在经历从“设备出口”到“全价值链输出”的角色升级。沙特12GWh 项目采用BOO 模式，中标方全资持有项目公司、与沙特电力公司签订长期储能服务协议，企业角色从单纯的设备供应商转变为资产所有者和长期服务运营商。已入围首批名单的多家中国电力央企（中能建、国家电投、南方电网等）正处在承接这类大型总包项目的有利位置，工程承包和储能设备出口形成协同效应。与此同时，沙特极端高温气候对储能系统的热管理和温控提出了严苛要求（夏季气温常超50°C），能够提供高温定制化解决方案的厂商具有明显的技术溢价空间。沙
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 28特本地化率政策要求外资企业满足35%本地采购（2025 年将提升至50%），正催生电池Pack 组装、BMS 软件开发等本地化配套需求。关于中东地缘风险影响：2026 年初美以伊冲突升级引发全球能源市场剧烈震荡，霍尔木兹海峡航运受阻，全球主流船公司暂停对中东航线发货，叠加红海危机与苏伊士运河停航，导致储能设备出口运费的保险和燃油成本整体上涨30%-50%。若冲突持续影响施工进度2-3 个月，广发期货预计2026 年中东储能需求将从40GWh 下调至30GWh。但从长期看，此轮地缘政治紧张恰恰暴露了传统化石能源的结构性脆弱，将进一步推动全球能源体系加速转型，中东储能的长期需求增长逻辑并未改变。横向对比三个市场：美国市场体量最大但政策不确定性最高，中国企业面临高关税壁垒和FEOC 限制，正在加速向东南亚转移产能或与美国本土企业合作建厂以规避限制；欧洲市场政策成熟、经济性改善、需求刚性突出，正在成为中国储能出海订单最大目的地；中东市场则兼具体量大、增速快、本土产能空白三重特征，是中国储能产业从产品输出迈向“技术+标准+服务”综合能力输出的战略契机。三地市场特点各异，共同构成了中国储能出海的多点支撑格局。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 29第六章 中国新型储能前景展望：增速换挡，但增长空间依然广阔站在2026 年年中的时点展望未来，新型储能行业正在进入一个“增速换挡但质量提升”的新阶段。说“增速换挡”，是因为随着装机基数快速扩大，过去那种每年翻倍式的增长不可能永远持续——规模越大，增速放缓是客观规律。但“质量提升”才是更值得关注的主线：商业模式正在从单一走向多元，技术路线从锂电独大走向多技术协同，出海格局从产品输出走向综合能力输出，政策框架从行政驱动走向市场驱动。这些结构性变化，正在为行业打开一个更健康、更可持续的成长空间。6.1 市场规模：装机总量持续攀升，增速进入收敛通道从市场规模来看，CNESA 在2026 年3 月发布的《储能产业研究白皮书2026》给出了明确的量化指引。在保守场景下，预计2030 年中国新型储能累计规模将达到371.2GW，2026-2030 年复合年均增长率为20.7%；在理想场景下，预计2030 年累计规模将达到450.7GW，同期复合年均增长率为25.5%。对比2025 年的增速（功率规模同比+52%），增速放缓是明显的，但绝对增量依然可观——到2030 年累计装机较2025 年将增长1.5 倍以上。国家能源局数据也提供了重要支撑：截至2025 年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36 亿千瓦/3.51 亿千瓦时（136GW/351GWh），与“十三五”末相比增长超40 倍，平均储能时长达2.58 小时。从这样一个巨大的基数出发继续增长，即便增速回落一半，每年的新增装机量仍然是惊人的。国内市场的增长动力正在发生结构性切换。在政策层面，2026 年国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确了2030 年基本建成、2035 年全面建成两步走战略，电力交易全品类全覆盖基本实现，多技术路线储能在容量市场实现“同工同酬”的机制已经建立。国家能源局也在加快构建适应新型储能发展的市场环境，健全新型储能容量电价机制，逐步扩大新型储能参与辅助服务的规模。在需求层面，数据显示2026 年1 月国内新增投运新型储能项目装机规模已达3.78GW/10.90GWh，同比增速超过60%，1 至2 月新增装机容量同比增长高达472%，良好的增长势头仍在延续。图表24 2025-2030 年中国新型储能累计装机规模预测年份保守场景（GW）理想场景（GW）保守场景CAGR理想场景CAGR144.7144.7——28%35%22%28%19%24%
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 3018%22%371.2450.720.7%（2026-2030）25.5%（2026-2030）数据来源：CNESA《储能产业研究白皮书2026》、中投产业研究院放眼全球，储能同样处于高速增长通道。据中金公司研究部测算，2026 年全球储能需求预计将达到约270GWh，同比增长约35%；2030 年全球储能出货量有望超过800GWh。不同区域市场增速存在显著差异：欧洲大储进入履约兑现期，户储二次爆发带动第二轮增长；中东市场大单密集落地，沙特、阿联酋两国合计已启动超65GWh的增量项目；美国市场虽面临政策扰动，但AI 数据中心配储需求正在成为最大增长变量。可以说，全球化扩张正在从中国储能产业的“加分项”演变为“必选项”。6.2 技术路线演进：多技术协同的储能生态加速成型如果说过去几年储能技术路线的叙事是“锂电一统天下”，那么未来五年的叙事将是“分层定位、协同互补”。这一点在第三章已做详细分析，这里从展望的角度做进一步提炼。锂离子电池仍将继续占据中短时储能场景的绝对主导地位，电芯技术向500Ah+大容量方向加速迭代，构网型储能技术渗透率持续提升，液冷温控方案成为标配。但锂电的成本下降空间正在收窄，核心矛盾将从“降本”转向“提质”——如何在维持低成本的同时进一步提升安全性和寿命，将成为锂电企业竞争的关键。钠电池正在从“示范验证”跨入“规模化放量”的新阶段。据中信建投证券预测，2026 年底头部钠电厂商有望实现锂钠平价，2027 年钠电将开启平价放量时代。大型储能将成为钠电商业化的主战场，海外业主愿意为安全性和低温性能支付溢价，海外储能电站有望率先放量。国内方面，2026 年已有多家钠电企业宣布吉瓦级产线投产或规划，宁德时代3 年60GWh 的钠电战略合作订单更是释放了明确的产业信号。预计到2030 年，钠电池在新型储能市场的渗透率有望达到15%-20%，成为锂电之后最成熟、最具成本竞争力的储能技术路线。长时储能领域，压缩空气储能、全钒液流电池和半固态电池正在形成梯次接力的发展格局。国信苏淮盐穴压缩空气储能示范项目的全面投产，标志着非补燃式高温绝热压缩技术路线的工程化验证已经完成，为后续更大规模推广奠定了基础。全钒液流电池系统成本已降至1.95 元/Wh，较2019 年下降超40%，虽然仍高于锂电池，但其超长循环寿命（20 年以上）和安全特性使其在4-8 小时储能场景中具备独特优势。半固态电池方面，行业普遍采用“液态—半液态—准固态—全固态”的逐步转化策略，2026 年或实现10GWh 级半固态电池出货，全固态电池有望在2027 年进入小规模量
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 31产阶段。从技术发展的长期趋势看，液态电池、半固态电池和全固态电池将长期并存，各守优势赛道。图表25 不同储能技术适用场景与成熟度矩阵技术类型典型储能时长技术成熟度（TRL）适用场景磷酸铁锂电池1-4 小时TRL9（大规模商用）新能源配储、电网调频、工商业钠离子电池1-4 小时TRL7-8（示范→商用）成本敏感、低温环境、户用储能全钒液流电池4-10 小时TRL7-8（项目验证）长时调峰、离网微电网压缩空气储能4-12 小时TRL7（工程示范完成）大规模长时储能、盐穴地半固态电池1-4 小时TRL7（量产起步）对安全要求高的城市/数据中心场景全固态电池1-4 小时TRL5-6（中试）未来高安全、高能量密度储能数据来源：中投产业研究院6.3 市场机制成熟：从政策驱动到内生增长的制度闭环展望未来五年的制度环境，能够看到一个核心变化：新型储能的收益框架正在从“拼凑式”走向“系统性”。在第二章中，我们已详细分析了从“强制配储”到容量电价机制建立的转折过程。站在2026 年中看，这场制度转轨不仅已经发生，而且正在进一步深化。在电力市场层面，2026 年初国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，标志着全国统一电力市场的建设进入快车道。现货市场2025 年底已实现省级全覆盖，“能涨能跌”的市场化电价机制初步建立。随着中长期、现货、辅助服务、容量四大品类市场的功能互补和衔接机制不断完善，储能的收益来源已经从过去单一的峰谷价差套利，扩展到“电能量+辅助服务+容量补偿”的多维收益结构。国家能源局也在加快推动新型储能公平参与电能量和辅助服务等各类市场交易，通过市场交易合理形成充放电价格。在安全与质量标准层面，2025 年发布的《电化学储能电站火灾监测预警系统通用技术要求》已于2026 年9 月正式实施，成为我国首部专门针对电化学储能电站火灾监测预警系统的国家标准。2026 年5 月，国家能源局进一步印发《新型储能电站建设工程质量监督大纲》，从工程建设源头对质量安全实施系统性管控。标准体系的完善正在有效提升行业准入门槛，过去“低价中标、粗制滥造”的现象有望得到根本性遏制。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 32容量电价机制将在“十五五”期间持续完善。国家能源局提出，鼓励各地因地制宜研究探索辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务的规模，健全新型储能容量电价机制，有序建立可靠的容量补偿机制。随着“长时为王”的政策信号日益明确，4 小时以上长时储能项目的收益优势将进一步扩大，不同时长储能技术的经济性差异将更加清晰。图表26 2020-2030 年中国储能市场机制成熟度演进阶段时间核心机制收益模式特征政策驱动期强制配储为主，少量辅助服务试点依赖行政命令，收益不稳定市场化过渡期取消强制配储，现货市场全覆盖，容量电价初步建立三重收益雏形，容量补偿托市场化成熟期统一电力市场建成，容量/电能量/辅助服务协同多元收益，市场定价为主数据来源：中投产业研究院6.4 海外市场拓展：全球化布局进入深水区如果说2025 年是中国储能出海的“破局之年”，那么2026-2030 年将是全球化布局的“深水区”。这一点在第五章已有详细展开，从展望角度可以归纳出三个值得关注的结构性趋势。一是市场结构从“中美主导”走向“多点开花”。美国市场仍然是最大单一市场，但欧洲和中东的份额正在快速上升。欧洲大储项目管线合计约97GW，户储在2026 年初再次出现“爆单”现象，欧洲已成为中国储能企业出海订单最大目的地。中东市场凭借沙特和阿联酋的巨型项目规划，正在从“增量市场”升级为“战略支点”——中国储能企业在中东的定位已经超越了简单的设备供应商，开始参与BOO 模式的项目投资和长期运营。二是出海模式从“产品输出”走向“全价值链输出”。产能本地化正在加速推进，头部企业已在欧洲、中东布局本地化产能和服务团队。2026 年初，中国储能企业在欧洲斩获的订单超过15 个，总规模接近30GWh。沙特12.5GWh 巨型项目采用BOO 模式，企业角色从单纯供应商变为资产所有者和长期运营商，这一模式正在成为中东市场的标配。三是政策壁垒倒逼产业升级。美国对华储能产品的综合关税税率最高可达82.4%，FEOC 规则也于2026 年正式生效。在高关税壁垒下，单纯的价格竞争已不可持续，具有核心技术、品牌影响力和全球服务网络的企业才能真正打开美国市场。这实际上在
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 33倒逼中国储能产业从“成本领先”走向“技术领先”和“品牌领先”。6.5 产业竞争格局：从“野蛮生长”到“优胜劣汰”展望未来五年的产业竞争格局，“分化”将是一个核心关键词。在电芯环节，头部企业凭借规模优势和技术积累已经构筑起坚实的竞争壁垒，宁德时代、比亚迪等龙头企业2025 年全球储能电池出货量合计份额超过35%。大容量电芯技术迭代正在加速行业洗牌，500Ah+电芯的渗透率快速提升，缺乏研发能力的中小企业面临被淘汰的风险。在系统集成领域，垂直整合型企业与专业系统集成商将长期共存。比亚迪式的垂直整合、阳光电源式的专业专注，两种模式在差异化路径上都有各自的市场空间。但在成本压力和技术迭代速度的双重考验下，真正能活下来的只能是那些在技术能力或成本控制上建立了真正壁垒的企业。海外市场的竞争格局也在加速洗牌。出海订单已经从“谁的报价低谁中标”转向“谁的技术可靠、服务能力强谁中标”。2026 年开年前两个月，国内储能企业在全球范围内已收获近50 笔订单及合作项目，总规模超33.5GWh，覆盖欧洲、中东、美洲、澳洲等核心市场。能够在中东高温环境下提供可靠温控解决方案、在欧洲复杂的市场机制中完成项目落地、在美国的高关税壁垒下找到准入路径的企业，才是真正的全球化玩家。图表27 储能产业链各环节竞争格局总结环节集中度（CR5）关键竞争要素代表企业（头部）电芯制造>70%技术路线（大容量）、成本控制、产能规模宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、海辰储能PCS约50%效率、SiC 技术、构网能力阳光电源、上能电气、科华数能系统集成约40%品牌、渠道、全生命周期服务比亚迪、阳光电源、特斯拉、中车株洲所BMS/温控分散安全标准符合性、液冷方高特电子、华塑科技、英维克数据来源：各机构综合、中投产业研究院6.6 未来五年的逻辑转换：从“量”的扩张到“质”的提升回到本章开头的判断，“增速换挡但质量提升”是对未来五年行业走向最恰当的概括。增速换挡是基数效应下的客观现实，而质量提升才是决定行业长期价值的核心变量。
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客户名称：*****公司 中投产业研究院版权所有 www.ocn.com.cn 34质量提升体现在多个维度：一是收益质量的提升——从依赖容量补偿的“保底型”收益走向电能量市场、辅助服务、容量补偿多元叠加的“复合型”收益；二是技术质量的提升——从锂电独大走向多技术协同，钠电实现锂钠平价、长时储能技术完成工程化验证并走向规模化应用；三是安全质量的提升——国标相继落地，储能电站从“灾后响应”走向“事前预防”，系统级安全成为行业底线；四是发展质量的提升——从出口低价储能电芯到输出储能系统解决方案和工程服务能力，中国储能产业正在完成从“全球最大供应商”到“全球领先创新中心”的身份跃迁。正如CNESA 理事长陈海生所言，中国储能产业正在经历一场“伟大的跨越”。这场跨越不会在2026 年结束，也不会在2030 年结束，而是将在整个“十五五”时期持续展开。面对海外市场的复杂博弈、技术迭代的加速推进、商业模式的重构重塑，中国储能产业的答案不应是简单地“上规模、压成本”，而是要在广阔的国际市场和丰富的应用场景中，真正实现从“跟跑”到“领跑”的全面跃升。www.ocn.com.cn中投顾问- 中国领先的产业研究与战略咨询机构www.ocn.com.cn专业服务· 六大核心我们提供全方位、高质量的专业服务，为您的业务发展提供坚实支持投资并购的“安全阀”，专业团队全方位扫描，精准识别风险与价值，为您的投资决策保驾护航。我们提供全面的尽职调查服务，降低投资风险。商业尽职调查报告全方位风险扫描精准识别价值降低投资风险投资决策的"定心丸"，八大核心深度论证，让您的项目赢在起点。全面分析市场、技术、财务等多维度可行性，为决策提供科学依据。可行性研究报告八大核心深度论证多维度分析科学决策依据为您提供项目落地的"第一张通行证"，专业编制，让立项审批快人一步。我们确保建议书结构完整、论证充分，符合相关部门审批要求。项目建议书结构完整，论证充分符合审批要求专业团队编制精准对接政府资金与产业政策，专业编制，助力您的项目获得"真金白银"。我们熟悉各类资金申请流程，提高申报成功率。项目/资金申请报告精准对接政策提高成功率专业编制团队专精特新、行业龙头认证权威背书，提升企业核心竞争力与品牌价值。我们协助企业获取各类资质认证，增强市场竞争力。企业地位证明专精特新申报小巨人申报单项冠军申报发布行业权威声音，用大数据与深度研究引领产业风向，塑造品牌影响力。我们提供专业的行业研究报告，助力企业把握市场趋势。专业蓝/白皮书编制大数据分析深度行业研究塑造品牌影响力