儲能，通俗而言就是“電力蓄水池”——在電能富餘時存起來，在電力短缺時放出來。這一看似簡單的功能，正在重塑全球能源體系的運行邏輯。隨著新能源發電佔比的持續提升，電力系統的波動性大幅增加，儲能作為平抑波動、保障供應的關鍵技術，已從“可有可無的配套”成長為新型電力系統的“核心支撐”。

過去五年，中國儲能產業完成了從“小荷才露尖尖角”到“全球第一”的跨越。據國家能源局發佈的《中國新型儲能發展報告（2026）》顯示，截至2025年底，全國新型儲能累計裝機規模達1.36億千瓦/3.51億千瓦時，同比增長84.3%，較“十三五”末增長超40倍。新型儲能已超過抽水蓄能成為第一大調節性資源。進入2026年，行業延續高增長態勢——截至6月底，全國已建成投運新型儲能裝機規模達1.53億千瓦/3.96億千瓦時，同比增長61%。全球視角下，2026年上半年全球儲能電池出貨量達461.3GWh，同比增長71%，中國企業包攬全球出貨前十，合計佔據89%的市場份額。

政策體系的深刻變革是理解這一輪儲能熱潮的關鍵。2025年2月，136號文明確“不得將配置儲能作為新建新能源項目核准、並網的前置條件”，持續近8年的行政性“強制配儲”正式退出歷史舞台。2026年1月，114號文首次在國家層面建立電網側獨立新型儲能容量電價機制，被業內稱為儲能的“底薪”。兩份檔案共同構成了“容量保底+市場增益”的制度框架，標誌著儲能行業正從“要我建”的政策驅動階段，全面邁入“我要建”的市場驅動階段。

在產業層面，儲能技術路線呈現“鋰電主導、多元協同”的格局。磷酸鐵鋰電池佔據新型儲能新增裝機的98%以上，與此同時，鈉離子電池、全釩液流電池、壓縮空氣儲能等新興技術正以年均40%的增速加速滲透，尤其在4小時以上長時儲能領域展現出替代潛力。應用場景方面，獨立儲能已成為裝機主體，2025年新增裝機中獨立儲能佔比達57.5%。使用者側儲能雖佔比降至約8%，但在廣東、浙江、江蘇等高電價差地區，工商業儲能的投資回收期已縮短至4-5年。AI資料中心儲能等新興場景正在成為儲能行業新的增長極。

展望未來，CNESA預測2030年中國新型儲能累計規模將達到371-451GW，2026-2030年復合年均增長率為20.7%-25.5%。全球儲能市場同樣前景廣闊——BNEF預計到2050年全球儲能裝機容量將從2025年的223GW增至3.8TW，增長16倍。中國儲能企業正加速從“產品出口”向“產能出海”轉型，遠景動力、寧德時代、比亞迪等頭部企業在歐洲、東南亞、中東等地的本土化產能佈局已全面鋪開。

本白皮書基於國家能源局、CNESA、SNE Research、TrendForce等權威機構的一手資料，從市場規模、政策演變、技術路線、應用場景、安全標準、商業模式、成本價格、趨勢預測等維度，對中國儲能行業進行了全景式掃描與深度分析。全書共九章，涵蓋全球與中國的市場格局、電化學與機械儲能的成本與性能對比、電源側與電網側及使用者側的盈利模式、新國標下的安全成本增量、以及2026-2030年的裝機規模量化預測。報告力求以權威資料為基石、以客觀分析為準則，為政府部門、行業從業者及研究機構提供一份兼具戰略高度與實操價值的參考資料。

目    錄

第一章 儲能產業總覽與戰略背景

1.1 儲能定義與分類

1.2 儲能政策驅動歷程與戰略定位

1.3 儲能產業鏈價值分佈

第二章 全球儲能市場分析

2.1 全球儲能市場規模與格局

2.1.1 全球儲能累計裝機規模

2.1.2 全球儲能市場區域格局

2.2 主要國家和地區儲能市場分析

2.2.1 美國市場

2.2.2 歐洲市場

2.2.3 其他重點市場

2.3 全球儲能發展趨勢與展望

2.3.1 裝機規模持續高速增長

2.3.2 中國引領、多元並進的區域格局

2.3.3 技術路線多元化加速

2.3.4 儲能正接近太陽能裝機規模

2.3.5 新興應用場景持續拓展

第三章 中國儲能市場全景掃描

3.1 中國儲能政策與標準體系

3.1.1 政策體系總覽

3.1.2 重大政策節點

3.1.3 政府工作報告

3.1.4 安全標準體系

3.2 中國儲能市場規模

3.2.1 累計裝機規模

3.2.2 發展速度的歷史對比

3.3 中國新型儲能裝機分析

3.3.1 新增裝機規模

3.3.2 應用場景分佈

3.3.3 儲能時長結構

3.4 中國儲能招投標市場分析

3.4.1 招標規模

3.4.2 中標價格

3.5 中國儲能企業出貨情況

3.5.1 全球儲能電池出貨

3.5.2 全球儲能電芯出貨

3.5.3 中國企業競爭格局

3.6 中國儲能企業出海總體態勢

3.6.1 鋰電池出口規模

3.6.2 海外儲能訂單

3.7 中國儲能行業投融資分析

3.7.1 儲能產業基金

3.7.2 重點企業融資與擴產

3.7.3 電芯成本波動對投融資的影響

第四章 儲能技術路線分析

4.1 儲能技術路線總體格局

4.2 電化學儲能

4.2.1 鋰離子電池儲能

4.2.2 鈉離子電池儲能

4.2.3 液流電池儲能

4.3 機械儲能

4.3.1 抽水蓄能

4.3.2 壓縮空氣儲能

4.3.3 飛輪儲能

4.4 氫能與長時儲能

4.4.1 電解槽效率

4.4.2 儲氫成本

4.4.3 平準化儲能成本

4.5 技術路線綜合對比與趨勢研判

第五章 中國儲能應用場景分析

5.1 電源側儲能

5.1.1 新能源配儲利用率現狀

5.1.2 未達標的考核與罰款成本

5.2 電網側儲能

5.2.1 容量租賃市場

5.2.2 現貨市場峰谷價差套利

5.2.3 輔助服務補償標準

5.2.4 典型100MW/200MWh項目IRR測算模型

5.3 使用者側儲能

5.3.1 工商業儲能

5.3.2 戶用儲能

5.4 新興應用場景

5.4.1 資料中心+儲能

5.4.2 光儲充一體化項目

5.5 應用場景趨勢研判

第六章 中國儲能安全底線

6.1 儲能安全形勢資料

6.1.1 全球儲能電站火災事故總體統計

6.1.2 中國儲能安全形勢

6.2 儲能廠家質保與安全承諾對比

6.2.1 頭部電芯企業質保承諾

6.2.2 行業質保標準趨勢

6.3 儲能安全成本增量測算

6.3.1 新國標體系概述

6.3.2 安全成本增量測算

6.3.3 安全成本增量的行業影響

第七章 中國儲能行業商業模式與市場機制

7.1 中國儲能行業主要商業模式

7.1.1 獨立儲能

7.1.2 共享儲能

7.1.3 新能源配儲

7.1.4 工商業儲能

7.1.5 虛擬電廠

7.2 中國儲能行業盈利機制分析

7.2.1 “三支柱”盈利框架

7.2.2 峰谷套利收益測算

7.2.3 輔助服務補償標準

7.2.4 容量電價定價方式

7.3 中國儲能行業典型項目案例

7.3.1 獨立儲能案例一：山東諸城濱河浩昱100MW/200MWh獨立儲能電站

7.3.2 獨立儲能案例二：甘肅通渭易恆宸100MW/400MWh獨立儲能項目

7.3.3 工商業儲能案例：廣東華鰲合金新材料有限公司使用者側工商業儲能項目

7.3.4 典型案例對比

7.4 中國儲能行業商業模式趨勢研判

第八章 中國儲能行業成本與價格分析

8.1 儲能系統成本構成

8.1.1 典型儲能系統成本結構拆解

8.1.2 成本下降貢獻度分析

8.2 儲能系統價格走勢

8.2.1 儲能系統集采/框采月度中標均價走勢

8.2.2 碳酸鋰價格走勢與儲能系統價格的關聯分析

8.3 不同技術路線全生命周期度電成本對比

8.3.1 各技術路線LCOS詳細拆解

8.3.2 各技術路線LCOS詳細拆解表

8.3.3 各技術路線LCOS趨勢研判

第九章 中國儲能行業趨勢預測

9.1 中國儲能裝機規模量化預測

9.1.1 預測模型與情景設定

9.1.2 年度裝機預測推演

9.2 中國儲能系統價格與成本趨勢預測

9.2.1 碳酸鋰價格走勢預判

9.2.2 儲能系統價格走勢預判

9.2.3 儲能系統價格底部判斷

9.3 中國儲能技術路線滲透率預測

9.3.1 技術路線多元化加速

9.3.2 各技術路線裝機佔比預測

9.3.3 滲透率變化的核心驅動因素

9.4 中國儲能出海格局演變預測

9.4.1 出海現狀與階段性特徵

9.4.2 海外本土化建廠趨勢

9.4.3 貿易壁壘與政策約束

9.4.4 直接出口vs海外本土化產能比例演變預測

附錄

附錄一：2026年H1中國儲能企業出貨量/中標量

附錄二：全國各省分時電價政策彙總表

附錄三：主要儲能企業海外建廠/合資進展一覽表

正    文

第一章　儲能產業總覽與戰略背景

1.1　儲能定義與分類

儲能，簡單來說就是把能量“存”起來，等需要的時候再“取”出來用。在電力系統中，儲能技術的核心作用是在電能富餘時將其轉化為其他形式的能量記憶體，在電力短缺時再將其釋放回電網，從而實現電力的時間平移和供需平衡。這就像是一個大型的“電力蓄水池”——發電多了就存進去，用電高峰就放出來。

根據能量記憶體形式的不同，儲能技術可劃分為多種類型。目前主流的分類框架通常將儲能分為機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、熱儲能和化學儲能五大類別。其中，機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能；電化學儲能則以各類電池技術為代表，包括鋰離子電池、液流電池、鈉離子電池、鉛蓄電池等；化學儲能主要指氫儲能；電磁儲能包括超導儲能和超級電容器儲能等。

在實際產業應用中，行業普遍將儲能分為“抽水蓄能”和“新型儲能”兩大類股。抽水蓄能是當前技術最成熟、裝機規模最大的儲能類型，通過上下水庫的水位勢能差實現電能的記憶體與釋放，單機功率大、壽命長，但對地理條件要求高、建設周期長。新型儲能則泛指抽水蓄能以外的各類儲能技術，主要包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、氫儲能等。

近年來，隨著鋰離子電池技術的快速迭代和成本的大幅下降，以電化學儲能為主的新型儲能異軍突起。截至2025年底，中國新型儲能累計裝機佔電力儲能總規模的比例已超過三分之二，標誌著儲能產業的技術格局正在從“抽水蓄能獨大”向“多技術路線並舉”加速演進。

圖表1　主要儲能技術分類及特點

1.2　儲能政策驅動歷程與戰略定位

中國儲能產業的政策演變，大致可以劃分為四個階段，每個階段的戰略定位都在逐步升級。

“十二五”時期（2011-2015年）：概念引入階段。能源五年規劃中首次提及儲能，當時主要是作為新能源消納的配套手段來定位的。這一階段以技術探索和驗證為主，商業模式和市場機制尚未形成，儲能更多地停留在學術討論和少量示範項目的層面。

“十三五”時期（2016-2020年）：示範培育階段。這一階段的標誌性事件是國家層面首部儲能指導意見的正式發佈，儲能被定位為“現代電力系統的關鍵環節”。政策開始從“被動配置”向“主動調節”轉變，推動多批試點示範項目落地，儲能產業開始邁向商業化探索。不過坦率地說，這一時期儲能產業整體仍處於“小荷才露尖尖角”的狀態，市場規模有限。

“十四五”時期（2021-2025年）：規模化發展階段。這是儲能產業真正“起飛”的五年。儲能首次被寫入政府工作報告，提升至國家能源戰略核心地位，被定位為“支撐新型電力系統建設的重要基礎”和發展新質生產力的新動能。2021年7月，國家發展改革委和國家能源局發佈《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號），提出到2025年實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上。此後政策密集出台——2022年，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》（發改能源〔2022〕209號），進一步明確了發展路線圖；2024年，國家能源局印發《關於促進新型儲能並網和調度運用的通知》（國能發科技規〔2024〕26號），提出規範並網接入、加強調度運用。

這一階段最核心的政策驅動邏輯是新能源“強制配儲”——將配置儲能作為新建新能源項目並網的前置條件。這一政策為儲能產業的規模化發展奠定了堅實基礎，但也帶來了“建而不用”“利用率偏低”等問題，儲能產業在一定程度上陷入了“為配而配”的困境。不過，正是在這種強力政策推動下，全國新型儲能裝機規模從“十四五”初期的約300萬千瓦躍升至2025年底的1.36億千瓦以上，總體呈現逐年翻倍的發展態勢。

“十五五”開局（2026年至今）：市場化高品質發展階段。2025年是一個關鍵的政策轉折點。2025年1月27日，國家發展改革委、國家能源局聯合發佈《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高品質發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，即“136號文”），核心內容是推動新能源上網電量全面進入電力市場。該檔案的出台客觀上為儲能從“強制配儲”走向“按需配置”創造了條件，儲能電站可作為獨立主體參與電力市場交易。2025年8月27日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025-2027年）》（發改能源〔2025〕1144號），提出到2027年全國新型儲能裝機規模達到1.8億千瓦以上，三年內新增裝機超過1億千瓦，帶動項目直接投資約2500億元。2025年10月29日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關於促進新能源消納和調控的指導意見》（發改能源〔2025〕1360號），提出到2030年協同高效的多層次新能源消納調控體系基本建立，到2035年適配高比例新能源的新型電力系統基本建成。

2026年1月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關於完善發電側容量電價機制的通知》（發改價格〔2026〕114號，即“114號文”），首次在國家層面明確建立電網側獨立新型儲能容量電價機制。這一政策被業內稱為“定心丸”，讓儲能電站有了穩定的收益預期。

黨的二十屆四中全會於2025年10月召開，全會通過的《中共中央關於制定國民經濟和社會發展第十五個五年規劃的建議》明確提出“大力發展新型儲能”，對加快建設新型能源體系作出戰略部署。“十五五”規劃綱要進一步將新型儲能定位為新型能源體系的核心支撐，正式納入國家戰略性新興支柱產業。2026年7月21日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《新型電力系統建設“十五五”規劃》（發改能源〔2026〕942號），提出“十五五”時期全國新增新型儲能約1.6億千瓦（該檔案於2026年8月3日對外公開）。

回顧這一政策演變歷程，可以發現一條清晰的邏輯主線：儲能從“新能源的配套技術”起步，逐步成長為“現代電力系統的關鍵環節”，再到“新型電力系統的核心支撐”，最終上升為“國家戰略性新興支柱產業”。政策驅動邏輯也從“強制配儲”的行政命令，全面轉向“電能量+輔助服務+容量電價”的市場價值驅動——用更通俗的話說，就是從“要我建”變成了“我要建”。

圖表2　中國儲能政策演進關鍵節點

1.3　儲能產業鏈價值分佈

儲能產業鏈涵蓋了從上游原材料到下游應用的全鏈條。理解這條產業鏈的價值分佈，有助於把握整個行業的利潤流向和競爭格局。

上游：原材料與核心部件。產業鏈的最上游是鋰、鈷、鎳等礦產資源以及正極材料、負極材料、電解液、隔膜等電池材料。2025年，儲能產業鏈核心材料價格經歷了顯著波動——據Mysteel資料，電池級碳酸鋰6月末跌至6萬元/噸的全年低點，年末價格突破12萬元/噸；據上海鋼聯資料，動力型磷酸鐵鋰正極材料價格自2025年6月開始持續上漲，至12月中旬漲至4.12萬元/噸，半年內漲幅接近30%。材料價格的大幅波動直接影響著下游電池和系統整合環節的成本與利潤。

中游：電芯製造與系統整合。這是產業鏈的價值核心所在。從儲能系統成本構成來看，儲能電池是系統的核心能量記憶體單元，佔據最大成本份額，約為60%；系統電氣件（主要包括儲能變流器PCS等）佔比約25%，系統結構件佔比約12%。

電芯環節是產業鏈中集中度最高的環節。據行業資料顯示，2025年上半年全球儲能電芯市場CR5（前五大企業市場集中度）達71.9%。2025年，中國儲能鋰電池出貨量達630GWh，同比增長85%。龍頭企業如億緯鋰能2025年儲能電池出貨71.05GWh，同比增長40.84%，儲能電池收入244.41億元。

系統整合環節則是儲能系統整體價值鏈的提供方，頭部企業訂單高漲。據行業統計，2025年前三季度，儲能電芯、儲能PCS、儲能系統整合三大核心賽道合計營收突破1.2兆元。陽光電源2025年儲能系統營業收入達到372.87億元。

中國擁有從電池、PCS到系統整合的完備儲能產業鏈，在全球儲能供應鏈中佔據主導地位。全球儲能電芯出貨前十的企業均為中國企業，全球出口占比超過90%。國產儲能產業鏈具備明顯優勢，電芯、儲能系統環節的全球份額持續提升。

下游：應用與營運。產業鏈的下游是儲能電站的投資、建設與營運，主要包括電源側（新能源配儲）、電網側（獨立儲能電站）和使用者側（工商業儲能、戶用儲能）三大應用場景。當前，中國新型儲能的主要應用場景已從使用者側為主轉向獨立儲能為主——截至2025年底，獨立儲能佔中國新型儲能累計裝機的58%。

圖表3　儲能產業鏈價值分佈與關鍵資料

從價值分配的動態趨勢來看，有幾個值得關注的變化。首先，隨著儲能系統價格持續走低和容量電價機制的落地，下游營運環節的盈利能力正在改善，儲能項目正從“成本項”轉向“價值項”。其次，電芯環節由於技術壁壘高、產能門檻大，仍將保持較高的價值集中度，但系統整合環節通過向上下游延伸服務（如維運、營運最佳化），正在加快價值延伸。第三，中國儲能產業鏈的全球競爭優勢正在從“成本優勢”向“技術+成本+規模”的綜合優勢演進，海外市場正在成為頭部企業的重要增長極。

從產業鏈各環節的競爭格局來看，上游資源端受原材料價格周期影響較大，利潤波動劇烈；中游電芯製造環節技術壁壘高、市場集中度顯著，是產業鏈價值沉澱最深的環節；系統整合環節通過一體化整合向上下游延伸，價值空間正在拓寬；下游營運環節在容量電價等市場化機制落地後，盈利能力逐步改善。隨著行業從“政策驅動”邁向“市場驅動”，產業鏈各環節的價值分配邏輯正在發生深刻重構，單純依靠規模擴張的粗放增長模式正在讓位於依靠技術迭代和營運最佳化的高品質發展模式。

第二章　全球儲能市場分析

2.1　全球儲能市場規模與格局

2.1.1　全球儲能累計裝機規模

全球儲能產業在2025年迎來了里程碑式的發展。據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）發佈的《儲能產業研究白皮書2026》統計，截至2025年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規模達到496.2GW，同比增長33.3%。這一數字標誌著全球電力儲能裝機規模已逼近500GW大關，儲能產業正式進入規模化發展的新階段。

從技術結構來看，最顯著的變化是抽水蓄能的累計裝機佔比首次降至50%以下，較2024年同期下降11.5個百分點。這一轉折具有標誌性意義——長期以來，抽水蓄能一直佔據全球電力儲能的“半壁江山”，而新型儲能的迅猛發展正在徹底改變這一格局。截至2025年底，全球新型儲能累計裝機規模已達到278.7GW/687.5GWh，同比增長68.5%/79.9%。新型儲能平均儲能時長為2.47小時，較2024年同期提高0.16小時，反映出長時儲能項目的佔比正在逐步提升。

從新增裝機來看，2025年全球新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破100GW，達到123.9GW，同比增長49.3%。其中，新型儲能新增裝機佔比超過90%，達到113.3GW/305.8GWh，同比增長52.9%/72.0%。

彭博新能源財經（BNEF）發佈的《2026年上半年儲能市場展望》報告同樣印證了這一趨勢。報告顯示，2025年全球新增非抽水蓄能儲能系統達112GW/307GWh，同比增長48%。彭博新能源財經（BNEF）儲能高級副經理指出，全球年新增儲能裝機容量從10GW增長到超過100GW僅用了四年時間，這一速度遠快於太陽能發電場（約八年）和風力發電場（約十五年）。

國際能源署（IEA）《全球能源回顧2026》報告顯示，2025年全球電池儲能新增裝機達到108GW，同比增長約40%，電池儲能成為2025年增速最快的電力技術。這一增量已超過2002年全球氣電裝機107GW的歷史峰值。

圖表4　截至2025年底全球電力儲能累計裝機規模

圖表5　截至2025年底全球新型儲能累計裝機規模及各技術路線佔比

2.1.2　全球儲能市場區域格局

全球儲能市場呈現中國、美國、歐洲三足鼎立的格局。據BNEF統計（非抽水蓄能儲能系統口徑），2025年中國佔全球新增裝機的54%，美國約佔16%，歐洲約佔14%，三大市場合計佔全球的84%左右。不過，隨著中東、拉美等地區儲能市場的快速崛起，全球儲能市場的區域結構正持續走向多元化。

從國家層面看，中國連續四年保持全球新增裝機第一的位置。據CNESA資料，截至2025年底，中國新型儲能累計裝機規模佔全球新型儲能市場的51.9%；2025年新增投運規模佔全球市場的58.6%。美國緊隨其後，據BNEF統計，2025年美國新增18GW/54.6GWh儲能系統，同比增長46%（主要為公用事業規模）。另據SEIA與Benchmark Mineral Intelligence聯合統計，涵蓋使用者側在內的美國電池儲能新增裝機達28GW/57GWh。歐洲市場新增電化學儲能13.5GW/26.4GWh，創歷史新高。三者合計構成了全球儲能市場的核心力量。

中東、拉美等新興市場雖然目前絕對規模有限，但增速遠超成熟市場，正在成為全球儲能增長的新動能。

圖表6　2025年全球主要儲能市場新增裝機對比

2.2　主要國家和地區儲能市場分析

2.2.1　美國市場

美國是全球第二大儲能市場。由於不同機構的統計口徑存在差異，美國2025年儲能新增裝機資料需分別說明。據BNEF統計，2025年美國新增18GW/54.6GWh儲能系統，同比增長46%（其中公用事業規模儲能新增約15.2GW，BNEF口徑）。據美國太陽能行業協會（SEIA）與Benchmark Mineral Intelligence聯合發佈的報告，涵蓋使用者側在內的美國電池儲能系統新增裝機達28GW/57GWh，同比增長29%，創歷史新高（其中公用事業規模儲能新增近50GWh/16GW，使用者側（含戶用和工商業）儲能新增8GWh/12GW）。

從累計裝機看，截至2025年底，美國BESS市場累計裝機達137GWh公用事業規模儲能、19GWh工商業儲能和9GWh戶用儲能。

在區域分佈上，加州、德克薩斯州和亞利桑那州三州合計佔2025年新增裝機容量的74%。據SEIA預測，德克薩斯州將在2026年超過加利福尼亞州，成為美國規模最大的儲能市場。

戶用儲能方面，2025年美國住宅儲能部署規模增長51%至3.1GWh。隨著第25D節稅收抵免於2025年底到期，2026年住宅儲能市場預計將有所回落。

展望2026年，SEIA預計美國BESS部署量將增至35GW/70GWh，其中公用事業規模儲能20.2GW/62.4GWh，使用者側儲能14.8GW/7.3GWh。據EIA發佈的《2026年新增發電裝機容量展望》，開發商計畫在2026年新增24.3GW公用事業級電池儲能並網。到2030年，美國儲能總規模預計將超過600GWh。BNEF預計，到2036年美國累計儲能裝機將達到334GW/1.3TWh。

2.2.2　歐洲市場

歐洲儲能市場在2025年同樣刷新了歷史紀錄。據歐洲儲能協會與LCP Delta聯合發佈的《歐洲儲能市場監測》（EMMES）第10版報告，2025年歐洲新增電化學儲能13.5GW/26.4GWh，創歷史新高。截至2025年底，歐洲累計部署儲能系統裝機容量達102.7GW，首次突破100GW大關。

從技術構成看，截至2025年底，歐洲累計儲能裝機中約53.3GW為傳統抽水蓄能，其餘幾乎全部為電化學儲能（48.7GW），其中鋰離子電池佔據絕對主導地位。從應用場景看，使用者側儲能達到30.2GW/46.2GWh，電網側儲能達到18.5GW/34.4GWh。

值得注意的是，歐洲儲能市場在2025年經歷了重要的結構性變化。據EMMES報告，2024年電網側儲能新增裝機規模首次超過使用者側儲能，但這一趨勢在2025年再度反轉，使用者側儲能增速重新領跑。（註：據SolarPower Europe報告（歐盟27國口徑），2025年電網級電池儲能新增裝機首次超過戶用儲能，成為市場增長的主要動力。）

從國別分佈看，德國、義大利和英國仍是歐洲排名前三的儲能市場，三者累計儲能裝機均超過10GW。西班牙、法國和波蘭緊隨其後，新增儲能裝機在5GW至10GW之間。據EMMES報告預測，截至2026年第二季度，歐洲儲能總裝機容量已超過約105GW的核電設施。據EMMES第10版報告預測，到2030年歐洲將新增153GW/485GWh電化學儲能。

2.2.3　其他重點市場

英國市場。英國是歐洲重要的儲能市場之一。據Modo Energy資料，截至2025年底，大不列顛商業運行電池儲能總功率已達6.8GW，總能量容量約11GWh。英國政府設定的目標是到2030年實現約23-27GW的電池儲能裝機容量。

澳大利亞市場。澳大利亞儲能市場增長迅猛。IEA資料顯示，2025年澳大利亞電池儲能新增裝機接近8GW，較2024年增長近九倍。其中公用事業規模裝機從2024年的不足1GW增至約4.2GW，戶用儲能從約0.2GW增至約3.4GW。BNEF也指出，2025年澳大利亞儲能部署量較2024年增長了近六倍（IEA與BNEF的增速差異主要源於統計口徑和基數的不同，兩者均有出處）。

中東市場。中東已成為全球儲能市場新的增長引擎。IEA資料顯示，2025年中東新增電池儲能裝機超過3GW，是2024年的三倍以上。沙烏地阿拉伯是中東地區增長的主要驅動力。2025年底，陽光電源與沙烏地阿拉伯ALGIHAZ成功簽約全球最大儲能項目，總體容量達7.8GWh，項目分為三個站點分別位於沙烏地阿拉伯Najran、Madaya和Khamis Mushait地區，已於2025年底全容量並網運行。

新興市場整體表現。2025年，中東、拉美等新興市場儲能裝機增速遠超成熟市場。自2024年以來，撒哈拉以南非洲地區的儲能系統年部署量同比增長了兩倍，2025年新增4.3GW/8.8GWh。儘管目前絕對規模仍然有限，但增速亮眼，正在成為全球儲能增長的重要一極。

圖表7　2025年主要國家和地區儲能市場關鍵資料

2.3　全球儲能發展趨勢與展望

2.3.1　裝機規模持續高速增長

全球儲能市場正處在從“百GW時代”邁向“數百GW時代”的快車道上。據BNEF《2026年上半年儲能市場展望》報告（統計口徑不含抽水蓄能），2026年全球儲能新增裝機將躍升至158GW/459GWh，較2025年增長41%。未來十年，全球年新增儲能裝機容量將幾乎翻倍，到2036年達到308GW。屆時全球累計部署儲能系統規模將達到2.9TW/10.5TWh。

從更長期來看，BNEF在《2026年新能源市場長期展望報告》中大幅上調了全球儲能裝機預期，預計到2050年全球儲能裝機容量將從2025年的223GW增至3.8TW，增長16倍。BNEF將當前全球儲能行業的發展階段類比為2020年的太陽能產業——裝機規模快速提升、行業格局逐步清晰、產品標準化與商品化加速推進。

2.3.2　中國引領、多元並進的區域格局

中國在全球儲能市場中的主導地位預計將持續鞏固。BNEF資料顯示，2025年中國佔全球新增裝機的54%。中國不僅擁有從電池、PCS到系統整合的完備儲能產業鏈，而且在電芯、儲能系統環節的全球份額持續提升。預計到2036年，中國累計部署儲能規模將達到1.3TW/5.2TWh。

與此同時，全球儲能市場的區域結構正在從“三足鼎立”走向更加多元化的格局。中東、拉美、東南亞等新興市場增速遠超成熟市場。尤其是中東地區，憑藉大規模新能源項目和儲能招標的密集釋放，正在成為全球儲能市場的重要增長極。撒哈拉以南非洲地區的儲能部署也在快速起步，2025年新增4.3GW/8.8GWh。

2.3.3　技術路線多元化加速

鋰離子電池尤其是磷酸鐵鋰電池仍是儲能市場的主導技術。BNEF報告明確指出，2025年LFP佔全球年新增裝機的90%以上。BNEF預計，隨著長時儲能和鈉離子電池等非鋰技術的加速部署，儲能技術多元化趨勢將在2026年進一步加速。

鈉離子電池正在走向大規模應用。BNEF報告指出，寧德時代與海博思創宣佈達成一項為期3年的60GWh鈉離子電池合作協議，標誌著鈉離子電池技術正開始大規模走嚮應用。

長時儲能（持續時長6小時及以上）正在加速部署。BNEF預計2026年長時儲能年新增裝機將翻兩番達到2GW。隨著可再生能源滲透率的持續提升，對4小時以上乃至跨日、跨季節儲能的需求將不斷增長，液流電池、壓縮空氣儲能、氫儲能等長時儲能技術有望迎來更大的發展空間。

2.3.4　儲能正接近太陽能裝機規模

一個值得關注的趨勢是，儲能年新增裝機正在快速接近太陽能年新增裝機規模。BNEF資料顯示（統計口徑不含抽水蓄能），2016年太陽能與儲能的裝機比例約為56:1，2025年已縮小至6:1，預計2026年將進一步縮小至4:1。這意味著儲能正在從“新能源的配套技術”成長為與太陽能並列的重要電力裝機組成部分。

2.3.5　新興應用場景持續拓展

除了傳統的電源側、電網側和使用者側應用外，資料中心等新興應用場景正在成為儲能需求的重要增量。IEA報告指出，美國資料中心貢獻了本國50%的電力需求增長。人工智慧產業的快速發展帶來了巨大的電力需求，而儲能系統在保障資料中心供電可靠性、降低用電成本方面發揮著越來越重要的作用。

圖表8　2025-2036年全球儲能市場關鍵預測彙總

第三章　中國儲能市場全景掃描

3.1　中國儲能政策與標準體系

3.1.1　政策體系總覽

中國儲能產業的政策體系在“十四五”至“十五五”交替之際完成了從“規模擴張”向“價值深耕”的戰略轉型。國家按照“立足行業發展階段，先頂層設計，後專項政策，梯次推進”的思路，建構起覆蓋全面、銜接有序、協同發力的政策體系。2021年以來，國家能源局會同有關部門先後印發《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》《新型儲能項目管理規範（暫行）》《“十四五”新型儲能發展實施方案》等一系列政策檔案，明確了新型儲能的發展方向和任務。在此基礎上，國家正研究以《“十五五”新型儲能實施方案》為核心路線圖，建構“十五五”新型儲能“1+N”政策體系。2025年，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025-2027年）》，提出三年內全國新增裝機超過1億千瓦，為“十五五”儲能發展奠定基礎。政策發展總體可分為頂層設計、專項推動、市場引導三個方面，將規範管理貫穿行業發展全過程，一以貫之鼓勵技術路線多元創新發展，逐步引導行業從政策依賴向市場價值驅動轉變。

3.1.2　重大政策節點

一、136號文：推動新能源全面參與電力市場（2025年1月）

2025年1月27日，國家發展改革委、國家能源局聯合發佈《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高品質發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，即“136號文”）。檔案核心內容是“推動新能源上網電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格”，並“區分存量項目和增量項目，建立新能源可持續發展價格結算機制”。檔案明確規定“不得將配置儲能作為新建新能源項目核准、並網、上網等的前置條件”，標誌著新型儲能發展正從政策驅動加速轉向市場引導。同時，檔案推動新能源全面參與電力市場，使行政性“強制配儲”失去了制度依託，行業正式告別“強配”時代，進入以經濟性為導向的新階段。

二、《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025-2027年）》（2025年8月）

2025年8月27日，國家發展改革委、國家能源局印發《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025-2027年）》（發改能源〔2025〕1144號），明確提出到2027年全國新型儲能裝機規模達到1.8億千瓦以上的目標，預計三年內全國新增裝機超過1億千瓦，帶動項目直接投資約2500億元。方案圍繞“規模躍升、技術突破、成本下降、安全可控”總體目標，提出了促進新型儲能應用場景拓展、推動利用水平提升、引領創新融合、加強標準體系建設、加快市場機制完善五方面舉措。

三、二十屆四中全會：“大力發展新型儲能”（2025年10月）

2025年10月，黨的二十屆四中全會通過的《中共中央關於制定國民經濟和社會發展第十五個五年規劃的建議》明確提出“科學佈局抽水蓄能，大力發展新型儲能，加快智能電網和微電網建設”，將新型儲能上升至國家戰略層面。

四、《關於促進新能源消納和調控的指導意見》（2025年10月）

2025年10月29日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關於促進新能源消納和調控的指導意見》（發改能源〔2025〕1360號），將“大力推進技術先進、安全高效的新型儲能建設”寫入新能源消納核心任務。檔案明確提出“健全完善煤電、抽水蓄能、新型儲能等調節性資源容量電價機制”，為後續114號文正式建立電網側獨立新型儲能容量電價機制奠定了基礎。

五、114號文：獨立儲能納入容量電價機制（2026年1月）

2026年1月30日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關於完善發電側容量電價機制的通知》（發改價格〔2026〕114號，即“114號文”），首次在國家層面明確建立電網側獨立新型儲能容量電價機制。檔案明確，對服務於電力系統安全運行、未參與配儲的電網側獨立新型儲能電站，各地可給予容量電價。容量電價水平以當地煤電容量電價標準為基礎，根據頂峰能力按一定比例折算。電網側獨立新型儲能電站實行清單制管理。這一政策被業內稱為儲能的“底薪”，為儲能項目提供了穩定收益預期。

六、《新型電力系統建設“十五五”規劃》（2026年7月）

2026年7月21日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《新型電力系統建設“十五五”規劃》（發改能源〔2026〕942號），提出“十五五”時期全國新增新型儲能約1.6億千瓦，到2030年全國新型儲能規模達到3億千瓦。

3.1.3　政府工作報告

自2024年以來，“新型儲能”已連續第三年被寫入國務院政府工作報告。2024年，新型儲能首次寫入政府工作報告，報告提出“發展新型儲能”；2025年政府工作報告指出“新型儲能等新興產業快速發展”；2026年政府工作報告明確提出“著力建構新型電力系統，加快智能電網建設，發展新型儲能，擴大綠電應用”。戰略地位的持續提升，標誌著新型儲能已從“新能源的配套技術”成長為“國家戰略性新興支柱產業”。

3.1.4　安全標準體系

2025年，工業和資訊化部組織制定的強制性國家標準《電動汽車用動力蓄電池安全要求》（GB38031-2025）正式發佈，於2026年7月1日起開始實施。新國標將電池熱失控後安全要求直接提升至至少2小時觀察期內“不起火、不爆炸”。該標準被稱為“史上最嚴電池安全令”，標誌著電池安全進入“零容忍”時代。

與此同時，首個新型儲能強制性國家安全標準《電能記憶體系統用鋰蓄電池和電池組安全要求》（GB 44240-2024）也已正式實施，規定了應用於電能記憶體系統用鋰蓄電池和電池組的安全要求。行業重要標準《電化學儲能電站設計標準》（GB/T 51048-2025）進行了重大修訂，首次將鈉離子電池、水電解制氫/燃料電池儲能系統納入設計標準。《電力儲能系統並網儲能系統安全通用規範》（GB/T 46957-2025）規定了接入電網的電力儲能系統在危險源辨識、風險評估、風險應對、系統測試等方面的安全要求。《壓縮空氣儲能電站效率指標計算方法》（DL/T 2916-2025）、《電化學儲能電站經濟評價導則》（DL/T 2919-2025）、《壓縮空氣儲能電站經濟評價導則》（DL/T 2921-2025）等標準也首次明確了各技術路線電站的能效指標和多元收益測算方法。

3.2　中國儲能市場規模

3.2.1　累計裝機規模

據國家能源局發佈的《中國新型儲能發展報告（2026）》顯示，截至2025年底，全國新型儲能累計裝機規模達13593萬千瓦/35112萬千瓦時（即1.36億千瓦/3.51億千瓦時），同比增長84.3%。“十四五”以來，全國新型儲能裝機規模從“十四五”初期的300萬千瓦提升至1.36億千瓦，總體呈現逐年翻倍發展態勢。與“十三五”末相比增長超40倍。

中國新型儲能累計裝機規模約佔全球50%，已超過抽水蓄能成為第一大調節性資源。新型儲能裝機規模躍升至抽水蓄能裝機的2倍以上，成為新型電力系統的關鍵支撐力量和國家能源戰略的重要支柱產業。

進入2026年，新型儲能延續了良好的發展態勢。截至2026年6月底，全國已建成投運新型儲能裝機規模達1.53億千瓦/3.96億千瓦時，同比增長61%。

在呼叫水平方面，新型儲能利用情況逐年向好。全國新型儲能等效利用小時數從2023年的611小時提升至2024年的911小時，再到2025年的1195小時。2025年全國新型儲能項目平均利用小時數達1195小時，較2024年底提升約284小時，同比提升約31.2%；平均等效充放電次數256次，較2024年底的221次提升約35次，同比提升約15.8%。全年新型儲能消納新能源電量超過300億千瓦時。

展望2026年全年，據中國電力企業聯合會《電化學儲能行業發展報告2026》預測，截至2026年底全國電化學儲能裝機規模將突破1.65億千瓦。據CNESA預測，在保守場景下，2030年中國新型儲能累計規模將達到371.2GW（約3.7億千瓦），2026-2030年復合年均增長率為20.7%；在理想場景下，將達到450.7GW，復合年均增長率為25.5%。

圖表9　“十四五”以來中國新型儲能裝機規模情況

圖表10　2024-2026年中國新型儲能累計裝機規模與利用情況

3.2.2　發展速度的歷史對比

全國新型儲能裝機規模從“十四五”初期的約300萬千瓦（2020年底）提升至2025年底的1.36億千瓦，總體呈現逐年翻倍的發展態勢。五年間裝機規模增長超40倍，這一速度在全球儲能發展史上罕見。新型儲能裝機規模已躍升至抽水蓄能裝機的2倍以上，成為新型電力系統的關鍵支撐力量。

3.3　中國新型儲能裝機分析

3.3.1　新增裝機規模

據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）DataLink全球儲能資料庫不完全統計，2025年中國新型儲能新增投運66.43GW/189.48GWh，功率規模和能量規模分別同比增長52%和73%。同期，據國家能源局發佈的《中國新型儲能發展報告（2026）》，截至2025年底全國新型儲能累計裝機規模達13593萬千瓦/35112萬千瓦時（即1.36億千瓦/3.51億千瓦時），同比增長84.3%。中國新型儲能累計裝機規模首次突破1億千瓦大關，是“十三五”時期末的45倍。

從全球視角看，截至2025年底，中國新型儲能累計裝機在全球新型儲能市場中的佔比約50%（據CNESA統計為51.9%），首次突破50%；2025年新增裝機佔全球約56%，連續四年位居全球第一。

在區域分佈上，華北、西北為新型儲能裝機規模較大區域，裝機規模分別為4413.1萬千瓦/12330.2萬千瓦時、3838.2萬千瓦/11733.8萬千瓦時，兩者裝機規模合計佔全國裝機的60.7%。華東、南方、華中和東北地區裝機佔比分別為14.4%、13.1%、11.1%和0.7%。華北、西北兩地新增裝機佔2025年全部新增裝機的66.8%，成為引領全國新型儲能裝機增長的主力區域。

從單站規模來看，截至2025年底，全國10萬千瓦及以上規模的大型電站裝機佔比72%，同比提升約10個百分點。單站50萬千瓦及以上大型儲能電站裝機佔比大幅提升。華北地區單站規模10萬千瓦及以上新型儲能裝機佔比最高，達81.8%；其次是西北地區，佔比74.9%。2025年，華北地區湧現出多座單站50萬千瓦及以上大型儲能電站。

3.3.2　應用場景分佈

從應用場景來看，2025年中國新型儲能市場結構發生了顯著變化。據國家能源局資料，截至2025年底，獨立儲能裝機規模為6954.5萬千瓦/17726.4萬千瓦時，佔比達51.2%。華北、華中、華東、南方地區的獨立儲能佔比均已超過五成。新能源配建儲能裝機規模5020.3萬千瓦/13444.8萬千瓦時，佔比36.9%，與2024年相比佔比略有下降，主要分佈在西北、華北和東北地區。

圖表11　2025年底新型儲能不同應用場景的裝機規模佔比

“十四五”以來，華北和西北地區是集中式新能源開發的重點區域，為促進大規模新能源開發消納，華北、西北地區大力發展新型儲能，兩個地區的新型儲能裝機比例始終位居全國前列並呈小幅擴大趨勢。華北地區新型儲能裝機在全國佔比由2022年的28.6%提升至32.5%；西北地區裝機佔比由26.6%增至28.2%。

圖表12　2022-2025年各區域新型儲能裝機規模佔比情況

2025年新增裝機中，獨立儲能和新能源配建儲能裝機分別佔比57.5%和30.8%，獨立儲能成為新型儲能累計裝機和新增裝機雙主體。中國新型儲能已從過去以使用者側為主，轉向獨立儲能主導。

圖表13　2025年新型儲能不同應用場景的新增裝機規模佔比

“十四五”以來，新能源配建儲能應用佔比逐步下降，由2022年的48.4%降至36.9%；獨立儲能應用佔比不斷上升，由2022年的38.7%增至51.2%，成為裝機主體。新型儲能獨立市場主體地位逐步確定，受電力現貨市場建設和容量電價機制驅動，後續獨立儲能仍將是應用的主要場景之一。

2025年迎峰度夏期間，全國超過20個省級電網負荷創新高。四川、新疆兵團、河南、重慶、浙江和江蘇的新型儲能最大頂峰功率接近統調新型儲能放電功率，佔比超過90%。江蘇、山東等省先後開展全省新型儲能電站用電高峰期間集中呼叫，最大放電功率分別達714萬千瓦、804萬千瓦，呼叫同時率達到95%以上。

圖表14　2025年迎峰度夏期間重點省份新型儲能頂峰出力情況

圖表15　2025年中國新型儲能應用場景結構（累計裝機）

圖表16　2022-2025年不同應用場景新型儲能裝機規模佔比情況

3.3.3　儲能時長結構

在儲能時長方面，長時儲能佔比顯著提升。據國家能源局資料，截至2025年底，全國新型儲能平均儲能時長約2.58小時，較2024年底增加約0.30小時，儲能時長呈逐年上升趨勢。時長2-4小時儲能電站仍為主流，佔比65.6%，同比下降約5.5個百分點；4小時及以上新型儲能裝機佔比27.5%，同比增加12.1個百分點，4小時及以上新型儲能裝機規模大幅增加。西北地區率先開展了中長時儲能技術的探索應用，4小時及以上儲能裝機佔比超過五成，已經超過2-4小時儲能裝機佔比。

據CNESA資料顯示，新型儲能累計裝機的平均時長在2021-2025年呈緩慢上升趨勢，由2.11小時逐步增至2.58小時。預計至2030年將達到3.47小時。

圖表17　2025年底中國新型儲能儲能時長結構

3.4　中國儲能招投標市場分析

3.4.1　招標規模

2025年，中國儲能招投標市場持續放量。據鑫欏鋰電統計，2025年全年總招標規模達447.5GWh，同比增長113.2%。其中非集采項目總招標規模371.7GWh，同比增長179.9%；集采項目總招標規模75.8GWh，同比下降1.7%。據部分機構統計，2025年儲能EPC招標298GWh、儲能系統招標160GWh。不同機構統計口徑雖有差異，但全年招標規模突破300GWh已成為行業共識。

圖表18　2025年1-12月中國儲能招標規模（包含集采）

中標方面，2025年全年總中標規模382.6GWh，同比增長153.2%。其中非集采項目總中標規模278.2GWh，同比增長115.9%；集采項目總中標規模104.3GWh，同比增長369.3%。儲能系統（不含集采/框采）中標規模為121.5GWh，同比增長140.1%；EPC中標規模為206.3GWh，同比增長125.5%。

備案市場方面，2025年全年備案規模1526.9GWh，同比增長284.1%。其中獨立儲能類項目備案規模1346.1GWh，佔比高達88%。獨立儲能已成為儲能市場的核心增長點。

進入2026年，招投標市場延續高增長態勢。據ICC鑫欏儲能資料庫統計，2026年上半年儲能系統、EPC和PC招標項目合計規模90.55GW/369.33GWh，同比上漲約90%。從項目類型看，電網側項目（獨立儲能和共享儲能）佔比65.4%，集采項目佔比30.7%，電源側項目（新能源配儲）佔比2.7%，使用者側項目（工商業、光儲充、分佈式光儲等）佔比1.2%。使用者側項目雖然比例最低，但落地項目達66個，總規模達4.2GWh，正逐步積累起不可忽視的項目儲備。

從招標項目技術路線看，上半年新型儲能呈現“百花齊放”的多元化格局。壓縮空氣、鈉離子電池、全釩液流、鐵基液流、半固態、固態等多類技術路線均有項目落地，累計涉及招標項目86個，總規模達9.33GW/94.27GWh。其中，鈉離子電池領域共有8個招標項目，總規模170MW/512MWh。

中標方面，據ICC鑫欏儲能資料庫統計，2026年上半年儲能中標規模達60.21GW/221.82GWh，同比分別增長53.9%和21.5%。

3.4.2　中標價格

價格方面，據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，2022年以來，2小時和4小時鋰離子電池儲能成為主流，價格均呈現下降趨勢，儲能系統中標價格累計降幅超60%，電站EPC中標價格降幅超40%，4小時儲能系統和電站EPC價格分別略低於2小時儲能系統和電站EPC價格10%左右。

圖表19　中國電池級碳酸鋰和氫氧化鋰價格情況

據CNESA資料，2025年2小時儲能系統全年平均中標價格為553.94元/kWh（約0.554元/Wh），較2024年均價下降16.9%。2025年2小時儲能EPC全年平均中標價格為1043.82元/kWh（約1.044元/Wh），較2024年下降13.04%。

在其他技術路線方面，據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，2025年4小時全釩液流電池儲能年均EPC中標價格已下降至約2元/瓦時，較“十四五”初期降低50%左右；壓縮空氣儲能項目單位造價下降至6000-8000元/千瓦，較“十四五”初期下降超40%。

圖表20　鋰離子電池儲能系統、EPC價格變化情況

圖表21　中國儲能招投標市場關鍵資料

3.5　中國儲能企業出貨情況

3.5.1　全球儲能電池出貨

據全球市場研究機構SNE Research資料，2026年上半年全球儲能鋰離子電池出貨量達461.3GWh，較2025年同期的269.7GWh大幅增長71%。海外市場出貨總量佔全球比重首次過半，戶用儲能出貨量同比翻倍。前12家企業合計出貨428.9GWh，佔全球93%的份額；其中中國企業合計410.5GWh，佔全球89%。

從更長期來看，據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，2025年全球儲能電芯出貨量達6.3億千瓦時（630GWh），同比增長超100%，全球儲能電芯市場供需格局由“供過於求”轉向“緊平衡”。全球儲能系統出貨量為3.5億千瓦時（350GWh），同比增長約46%。

3.5.2　全球儲能電芯出貨

據上海有色網（SMM）資料，2026年上半年全球儲能電芯累計出貨量達486GWh，同比增長93%。其中第一季度和第二季度出貨量分別為223GWh和263GWh。其中，大儲電芯出貨超432GWh，戶用電芯近54GWh。

3.5.3　中國企業競爭格局

中國企業包攬全球儲能電池出貨前十。2026年上半年儲能電池全球出貨前十廠商依次為：寧德時代、億緯鋰能、海辰儲能、比亞迪儲能、中創新航、瑞浦蘭鈞、楚能新能源、遠景動力、國軒高科、鵬輝能源。

在儲能電芯市場，寧德時代上半年以125GWh的出貨量和27.1%的市場份額穩居榜首，其出貨量是第二名的2.6倍，呈現出“寡頭領跑”特徵。前三名（寧德時代、億緯鋰能、海辰儲能）合計出貨219.2GWh，同比增長77.3%，市場份額從45.8%提升至47.5%。

從全國產業規模來看，據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，2025年全國鋰離子電池總產量達18.6億千瓦時，同比增長約59%，行業總產值超過1.7兆元。其中，儲能型鋰離子電池產量約5.7億千瓦時，較2024年實現翻番，佔全國鋰離子電池產量比例由2021年的9.9%提升至30.6%。儲能型鋰離子電池全球出貨量佔比超90%，穩居全球第一。2025年，正極材料、負極材料、隔膜、電解液產量分別約為498.7萬噸、292.2萬噸、328.5億平方米、223.5萬噸，分別同比增長約61%、46%、56%、72%。出貨量前十的鋰離子電池企業以民營企業為主。

圖表22　2025-2026年中國儲能產業關鍵產量與出貨資料

3.6　中國儲能企業出海總體態勢

3.6.1　鋰電池出口規模

2025年，中國鋰離子電池出口延續增長態勢。據海關統計資料，2025年1-12月中國鋰離子電池累計出口額為767.46億美元（約5709億元人民幣），同比增長26%。中國鋰電池出口首次突破700億美元大關，成為外貿“新三樣”中的核心力量。“十四五”以來，中國儲能型鋰離子電池產業實現跨越式發展，建成了全球規模最大、鏈條最完整、競爭力最強的鋰離子電池產業體系，全球話語權持續鞏固。鋰離子電池全產業鏈自主可控能力全面躍升，形成了從上游鋰資源開發、中游材料與電芯製造、下游系統整合到回收利用的全產業鏈閉環。

圖表23　2024-2025年中國鋰離子電池出口額月度變化情況

圖表24　2024-2025年中國鋰離子電池出口量月度變化情況

圖表25　2024-2025年中國鋰離子電池出口額前20大目的地變化情況

圖表26　2024-2025年中國鋰離子電池出口額前十大來源地變化情況

圖表27　2024-2025年中國鋰離子電池出口各大洲金額變化情況

3.6.2　海外儲能訂單

2026年一季度，中國儲能企業在海外表現尤為亮眼。據CESA儲能應用分會產業資料庫統計，2026年一季度中國企業在海外共斬獲124個儲能訂單，總計容量約104.63GWh。從區域分佈看，亞洲（尤其以中東為代表）佔比高達75%，歐洲、非洲市場也表現活躍。2025年，國家能源局全方位推動新型儲能領域國際合作走深走實，充分利用主場外交機會，介紹中國新型儲能發展經驗，宣傳中國優質新型儲能產品，為中國儲能產品與企業出海搭建橋樑。2025年10月24日，國家能源局聯合國際可再生能源署和江蘇省人民政府共同主辦2025國際能源變革論壇，匯聚36個國家、15個能源國際組織2000餘名代表參會。2025年11月5日，國家能源局會同商務部聯合主辦第八屆虹橋國際經濟論壇“新型儲能高品質發展促進全球能源轉型”平行論壇。海外市場正在成為中國儲能產業的重要增長引擎。

圖表28　2025-2026年中國儲能出海關鍵資料

3.7　中國儲能行業投融資分析

3.7.1　儲能產業基金

儲能產業正在吸引大量資本湧入。據行業不完全統計，僅2026年上半年，國內已有南網儲能、科力遠、欣旺達、中創新航、天合光能、諾德股份、海目星、星源材質等超13家公司披露設立或參與儲能產業基金，合計規模突破300億元。這些基金主要投向儲能電池製造、系統整合、上游材料、回收利用等全產業鏈環節，體現了資本市場對儲能產業長期發展前景的看好。

3.7.2　重點企業融資與擴產

在股權融資方面，欣旺達動力科技股份有限公司於2026年5月完成新一輪16.8億元股權融資，資金主要用於儲能電池產能擴張和技術研發。億緯鋰能於2026年3月27日公告，擬投資約60億元投建“億緯鋰能60GWh儲能（動力）電池生產製造項目”，用地約500畝，進一步擴大其在儲能領域的產能佈局。

3.7.3　電芯成本波動對投融資的影響

2025年下半年至2026年初，儲能電芯成本經歷了顯著波動。據行業一線調研資料，主流314Ah磷酸鐵鋰電芯價格從2025年中的0.24元/Wh最低點，攀升至0.36-0.39元/Wh，部分頭部廠家報價甚至突破0.4元/Wh，漲幅約25%-35%。碳酸鋰價格從2025年6月的不足6萬元/噸低點一路反彈，至2026年5月中旬衝破20萬元/噸。

從更長期的價格走勢來看，據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，“十四五”以來，受上游鋰資源價格、電芯規模化量產、全產業鏈國產化突破、系統整合技術迭代等多重因素影響，鋰離子電池儲能價格整體呈現波動式下降的趨勢。2021年至2022年，受上游鋰資源價格上漲、下游項目需求快速增加等因素影響，鋰離子電池儲能價格階段性上漲；2023年至2024年，上游鋰資源價格快速回落，儲能電芯加速量產，整合技術加快迭代升級，鋰離子電池儲能全產業鏈快速降本，成本降低幅度遠超行業預期；2025年，鋰離子電池儲能規模化降本空間縮小，鋰離子電池儲能價格進入小幅波動的低位走穩階段。

成本波動對投融資產生了多重影響。一方面，成本上升壓縮了電池企業和系統整合商的利潤空間，部分項目收益率下降，對短期投資熱情形成一定抑制；另一方面，成本波動加速了行業洗牌，具備技術優勢和成本控制能力的頭部企業反而獲得了更多資本青睞，行業集中度進一步提升。從長期看，成本波動並未改變儲能產業長期向好的基本面，據SNE Research資料，2026年上半年全球儲能電池出貨量同比增長71%便是明證。

圖表29　中國儲能行業投融資關鍵事件

第四章　儲能技術路線分析

4.1　儲能技術路線總體格局

中國儲能產業的技術路線格局呈現出“鋰離子電池絕對主導、多元技術加速滲透”的鮮明特徵。據國家能源局資料，截至2025年底，在全國電力儲能累計裝機規模分佈上，鋰離子電池佔比達65.8%，抽水蓄能佔比31.3%，熔融鹽儲熱佔比0.8%，液流電池佔比0.7%，壓縮空氣佔比0.6%，鉛蓄電池佔比0.4%，飛輪儲能佔比0.2%，鈉系電池佔比0.1%，超級電容佔比0.1%。從新型儲能內部來看，鋰離子電池儲能裝機佔比達96.1%，壓縮空氣儲能、液流電池儲能及飛輪儲能等裝機佔比合計3.9%。

從新增裝機來看，磷酸鐵鋰電池繼續佔據主導地位，據CNESA報告，其佔新型儲能新增裝機的98%以上。與此同時，鈉離子電池、全釩液流電池、壓縮空氣儲能、重力儲能及混合儲能系統等技術的初步部署正在加速推進。2025年，非鋰儲能和混合儲能技術在應用規模、細分場景、技術選型配置等方面均實現了突破，多個GW級獨立儲能電站全容量投運或部分投運，多個百兆瓦級6小時鋰離子電池儲能電站投運。

從發展趨勢來看，儲能技術路線正從“鋰電獨大”向“鋰電為主、多元協同”的方向演進。鋰離子電池在短時儲能（2-4小時）場景中保持絕對優勢，壓縮空氣儲能和液流電池儲能則在長時儲能（4小時以上）場景中加速滲透，飛輪儲能聚焦於毫秒級一次調頻等短時高頻場景。

圖表30　2025年中國電力儲能累計裝機技術路線分佈

4.2　電化學儲能

電化學儲能是當前新型儲能的主體，主要包括鋰離子電池、鈉離子電池和液流電池三大技術路線。三條路線在技術成熟度、成本結構、應用場景上各具特色，形成了差異化的競爭格局。

4.2.1　鋰離子電池儲能

鋰離子電池儲能是當前新型儲能的主導技術，裝機佔比達96.1%。2025年，磷酸鐵鋰電池繼續佔據主導地位，佔新型儲能新增裝機的98%以上。鋰離子電池儲能的優勢在於技術成熟度高、能量密度大、循環效率高、產業鏈完備，已形成從上游鋰資源開發、中游材料與電芯製造、下游系統整合到回收利用的全產業鏈閉環。

一、初始投資成本

鋰離子電池儲能系統的成本在“十四五”期間經歷了大幅下降。據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，2022年以來，儲能系統中標價格累計降幅超60%，電站EPC中標價格降幅超40%。據CNESA資料，2025年2小時儲能系統全年平均中標價格為553.94元/kWh（約0.554元/Wh）。據水電水利規劃設計總院發佈的《中國可再生能源工程造價管理報告2025年度》，鋰電儲能系統均價方面，2小時系統為0.54元/Wh，4小時系統為0.46元/Wh。

在電芯層面，據行業資料，2025年儲能電芯的行業平均成本線約為0.28元/Wh。在央企主導的多個集采項目中，多數電芯廠商的報價已逼近甚至低於該成本線。彭博新能源財經（BNEF）發佈的2025年度鋰離子電池價格報告指出，2025年全球最低的電芯價格達到36美元/kWh（約合人民幣0.252元/Wh），電池Pack價格達到50美元/kWh（約人民幣0.35元/Wh），均出現在儲能領域的磷酸鐵鋰電池採購中。

二、循環壽命實測衰減

鋰離子電池儲能系統的循環壽命和衰減特性是衡量其經濟性的關鍵指標。當前，量產儲能電芯循環壽命已從2021年的5000次提升至2025年的15000次，系統能量密度從2021年的170瓦時/千克提升至210瓦時/千克。在系統層面，20尺集裝箱儲能容量從3兆瓦時級提高至7兆瓦時級。

在實際運行中，鋰離子電池的衰減速率受充放電深度、溫度、充放電倍率等多重因素影響。行業普遍以容量衰減至初始容量的80%（即80%SOH）作為電池壽命終點。當前主流磷酸鐵鋰儲能電池在每日一充一放的典型工況下，日曆壽命可達10-15年，循環壽命可達8000-15000次。隨著電池管理系統（BMS）技術的進步和熱管理方案的最佳化，鋰離子電池儲能系統的實際衰減速率正在逐步降低。

三、最高已投運單體項目規模

鋰離子電池儲能項目的單體規模在“十四五”期間實現了跨越式提升。2025年，多個百兆瓦級及以上大型儲能電站實現全容量投運或部分投運（如甘肅瓜州1600MWh獨立儲能項目等）。在應用場景上，獨立儲能已成為鋰離子電池儲能的主要應用形態，2025年獨立儲能新增裝機42GW，同比增長59%。多個百兆瓦級6小時鋰離子電池儲能電站也已投運。

4.2.2　鈉離子電池儲能

鈉離子電池儲能是電化學儲能領域最具潛力的新興技術路線之一。鈉資源儲量豐富、成本低廉，在理論上具有顯著的成本優勢。2025年，鈉離子電池儲能實現了從小規模技術驗證到規模化應用的關鍵跨越。

一、初始投資成本

鈉離子電池儲能的初始投資成本目前仍高於鋰離子電池，但降本潛力巨大。隨著聚陰離子、層狀氧化物、普魯士藍等多條技術路線的平行推進和產業化加速，鈉離子電池儲能系統的成本有望在未來3-5年內大幅下降，預計到2028年左右有望實現與磷酸鐵鋰電池儲能的成本持平。

二、循環壽命與低溫性能

鈉離子電池的循環壽命正在快速提升。據行業資料，鈉離子電池儲能系統循環壽命已超6000次（80%SOH），系統整合效率提升至83%以上。中科海鈉推出的鈉離子電池在快充工況下循環壽命仍能超過8000次。鈉離子電池還表現出優異的寬溫域適應性，在-20℃環境下仍能保持90%以上容量，而鋰電池在此溫度下的容量保持率通常不足70%；在-40℃極寒環境下放電容量保持率也可超過90%。在20年項目周期內，鈉離子電池的衰減可減少33%。

全國首個大容量鈉離子電池儲能電站——廣西南寧伏林鈉離子電池儲能電站，一期10兆瓦時規模為行業積累經驗，二期新增40兆瓦時，投運後總規模達50兆瓦時。

三、最高已投運單體項目規模

2025年，鈉離子電池儲能實現了從千瓦級到萬千瓦時級的跨越。廣西南寧伏林鈉離子電池儲能電站總規模達50兆瓦時（即5萬千瓦時），是全國首個大容量鈉離子電池儲能電站。該電站採用新研發的240安時鈉離子儲能電池，單個集裝箱容量從2.5MWh躍升至3.7MWh。此外，雲南文山40MW/40MWh的構網型鈉離子電池儲能項目作為典型案例被CNESA單獨列舉。在產業端，億緯鋰能於2025年12月在惠州動工建設“億緯鈉能總部及2GWh鈉離子電池項目”，總投資約10億元。甘肅金昌正在建設18GWh鈉離子電池生產基地，總投資61.15億元。

4.2.3　液流電池儲能

液流電池儲能是長時儲能領域的重要技術路線，主要包括全釩液流電池、鐵基液流電池、鋅溴液流電池等。其中，全釩液流電池是產業化進展最快、裝機規模最大的液流電池技術。液流電池的最大優勢在於安全性能好（常溫常壓運行、不易燃爆）、循環壽命長（容量幾乎無衰減）、儲能時長可靈活擴展（通過增加電解液儲量即可增加儲能時長）。

一、初始投資成本

全釩液流電池儲能的成本在“十四五”期間實現了大幅下降。據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，2025年4小時全釩液流電池儲能年均EPC中標價格已下降至約2元/瓦時，較“十四五”初期降低50%左右。據行業資料，全釩液流電池儲能的度電成本已降至0.30-0.50元/kWh，在4小時以上長時儲能場景中經濟性顯著提升。通過電解液租賃模式，初始投資可降低30%，8小時儲能場景下度電成本可低至0.2元/kWh。

二、循環壽命實測衰減

全釩液流電池的循環壽命和容量保持率是其核心優勢。全釩液流電池以釩電解液為活性材料，能量記憶體在電解液而非電極中，循環壽命可達20000次以上。據行業資料，容量衰減率約為＜0.5%/年，且電解液性能可通過化學手段低成本恢復。系統可在常溫常壓下安全穩定運行，日曆壽命長達20-25年。雲南祿豐100MW/400MWh全釩液流電池儲能電站設計運行期25年，設計方案支撐系統實現超萬次的充放電循環。

三、最高已投運單體項目規模

2025年，全釩液流電池儲能實現了從十萬千瓦級到二十萬千瓦級的跨越。

2025年12月，雲南祿豐市全釩液流儲能項目正式投產，建設規模100MW/400MWh，是雲南省首個全釩液流儲能項目。該項目總投資12.37億元，佔地面積53.09畝，採用戶外集裝箱佈置，配套新建220千伏升壓站及雙回8.7千米220千伏線路。項目定位為電網側共享儲能，設計運行期25年。

此外，2025年12月31日，三峽能源新疆吉木薩爾光儲項目200MW/1000MWh全釩液流電池儲能電站實現全容量並網投產運行，是當前全球已投運容量最大的全釩液流電池儲能電站之一。該電站總投資38億元，包含1GW太陽能發電和200MW/1000MWh全釩液流儲能系統。德州天衢新區300MW/1200MWh全釩液流電池儲能項目正在建設中，充放電可達20000次以上，能穩定使用超過20年。

圖表31　電化學儲能主要技術路線對比

4.3　機械儲能

機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能三大技術路線。抽水蓄能是技術最成熟、裝機規模最大的儲能類型；壓縮空氣儲能正在從示範驗證邁向規模化應用；飛輪儲能則聚焦於短時高頻的調頻場景。

4.3.1　抽水蓄能

抽水蓄能是當前全球和中國電力儲能中裝機規模最大的技術路線之一。截至2025年底，抽水蓄能佔中國電力儲能累計裝機的31.3%。抽水蓄能通過上下水庫的水位勢能差實現電能的記憶體與釋放，單機功率大、壽命長（可達40-60年）、技術成熟度高，但對地理條件要求高、建設周期長（通常6-8年）。

一、轉換效率

抽水蓄能的綜合轉換效率通常在75%-80%之間。據多個抽水蓄能電站項目資料，綜合效率約為75%。部分先進項目的綜合能源轉換效率可達79.8%。抽水蓄能的能量轉換效率受水頭高度、機組性能、運行工況等因素影響，整體上處於機械儲能技術的較高水平。

二、響應時間

抽水蓄能機組的調峰響應時間最快可達120秒以內，一般機組在120-240秒之間。從抽水調相工況到並網響應，時間一般在120秒以內。這一響應速度雖然遠快於傳統火電機組（分鐘級到小時級），但與電化學儲能的毫秒級至秒級響應相比仍有較大差距，因此抽水蓄能主要用於小時級的調峰、調頻和備用場景，而非毫秒級的一次調頻。

三、單位建設成本

抽水蓄能的單位建設成本因地理條件和工程規模差異較大。據多個項目資料，單位千瓦靜態投資在3567元至6369元之間。廣東岑田120萬千瓦抽水蓄能電站項目靜態投資76.43億元，單位千瓦靜態投資6369元。河南鞏義後寺河120萬千瓦抽水蓄能電站項目靜態投資70.76億元，單位千瓦靜態投資5896元，低於全國平均水平約12%。廣東梅州抽水蓄能電站二期項目單位千瓦靜態投資僅3567元，體現了不同項目之間因地形、地質條件差異導致的成本分化。

4.3.2　壓縮空氣儲能

壓縮空氣儲能是除抽水蓄能之外最具規模化發展前景的機械儲能技術。通過利用電網低谷電或可再生能源棄電驅動壓縮機將空氣壓縮並記憶體於鹽穴、人工硐室等儲氣空間中，在用電高峰時釋放高壓空氣驅動膨脹機發電。壓縮空氣儲能具有規模大、壽命長（可達30-50年）、清潔無污染、不依賴化石燃料等優勢。

一、轉換效率

壓縮空氣儲能的系統效率在“十四五”期間實現了顯著提升。據行業資料，在300兆瓦級、8小時長時儲能場景中，系統效率已突破70%。多個300MW級壓縮空氣儲能項目系統設計效率超70%。昆明安寧350MW壓縮空氣儲能示範項目綜合能源利用效率約70%。隨著技術迭代，壓縮空氣儲能的系統效率有望挑戰75%。

二、響應時間

壓縮空氣儲能的響應時間通常在分鐘級，從啟動到滿功率輸出一般需要5-15分鐘。這一響應速度介於抽水蓄能（最快120秒以內，一般120-240秒）和電化學儲能（毫秒至秒級）之間。壓縮空氣儲能主要用於小時級的長時調峰和備用場景，在電力系統中承擔與抽水蓄能類似的調節功能。

三、單位建設成本

壓縮空氣儲能的單位建設成本在“十四五”期間大幅下降。據國家能源局《中國新型儲能發展報告（2026）》，壓縮空氣儲能項目單位造價已下降至6000-8000元/千瓦，較“十四五”初期下降超40%。據水電水利規劃設計總院資料，壓縮空氣儲能平均單位造價為7125元/kW，其中鹽穴/礦井巷道型為5850元/kW，人工硐室型為7370元/kW。據行業預測，壓縮空氣儲能的單位造價有望進一步降至4500-5500元/kW。

4.3.3　飛輪儲能

飛輪儲能通過高速旋轉的飛輪轉子記憶體動能，具有響應速度快、功率密度高、循環壽命極長等特點，主要應用於電網一次調頻、火儲聯合調頻等短時高頻場景。

一、轉換效率

飛輪儲能的轉換效率在各類儲能技術中處於較高水平。據行業資料，採用高速磁懸浮技術的飛輪儲能系統轉換效率可達95%。在火儲聯合調頻項目中，飛輪儲能系統的充放電循環效率一般可達85%-95%。全磁懸浮飛輪系統的平均儲能效率在90%以上，較傳統機械軸承方案提升明顯。在“飛輪+鋰電”混合儲能項目中，飛輪儲能單元的充放電效率≥92%。

二、響應時間

飛輪儲能的最大優勢在於其毫秒級的響應速度。採用高速磁懸浮技術的飛輪儲能系統響應時間＜0.1秒，充放電轉換時間＜100毫秒。在火儲聯合調頻項目中，飛輪儲能系統的聯合控制可將響應時間從6.2秒縮短至1.1秒。這一響應速度使飛輪儲能在電網一次調頻等對響應速度要求極高的場景中具有不可替代的優勢。

三、單位建設成本

據水電水利規劃設計總院發佈的《中國可再生能源工程造價管理報告2024年度》，目前處於招標和在建階段的兆瓦級磁懸浮式飛輪儲能項目，單位千瓦總投資區間為5000-11000元/kW，平均單位千瓦總投資約7850元/kW。“飛輪+鋰電”混合儲能系統較單一鋰電系統總成本可降低22-30%。隨著技術升級持續推進、裝置製造商產能擴張、高速永磁電機等關鍵部件國產化替代加速，預計“十五五”後期飛輪儲能單位千瓦投資有望進入5000-6000元/千瓦區間。

圖表32　機械儲能主要技術路線對比

4.4　氫能與長時儲能

氫能儲能是實現跨日、跨季節長時儲能的重要技術方向，通過“電—氫—電”或“電—氫—用”的轉化路徑，將可再生能源發電轉化為氫能記憶體，在需要時通過燃料電池發電或直接利用。氫能儲能在10小時以上的超長時儲能場景中具有獨特優勢。

4.4.1　電解槽效率

電解槽是氫能儲能系統中“電—氫”轉化的核心裝置。目前主流的電解槽技術路線包括鹼性電解槽（ALK）和質子交換膜電解槽（PEM）兩種。

據行業資料，當前主流量產鹼性電解槽（ALK）電耗在4.3-4.8 kWh/Nm³（額定工況），PEM電解槽在4.0-4.5 kWh/Nm³。（註：4.3 kWh/Nm³為部分先進產品水平，行業實際範圍上限可達5.0 kWh/Nm³。）據國家四部委2026年3月聯合印發的《節能裝備高品質發展實施方案（2026-2028年）》，目標到2028年量產水電解制氫裝備在額定工況下直流電耗低於4.2 kWh/Nm³。固體氧化物電解槽（SOEC）在特定工況下的能量效率約為60%。氫能儲能的往返效率（RTE）約為44%（註：此為較先進系統水平，不同技術路線和系統配置下差異較大，行業普遍認知在30%-40%區間）。隨著技術進步，電解槽效率的提升有望使綠氫生產成本在2030年前較當前水平下降30%。

4.4.2　儲氫成本

儲氫是氫能儲能成本的重要組成部分。當前主流的儲氫方式包括高壓氣態儲氫、液態儲氫和固態儲氫等。據行業資料，氫氣平準化成本（LCOH）為4-8美元/kg。綠氫生產目前的成本在5-8美元/公斤，而天然氣制灰氫成本約為2美元/公斤。在離網場景中，壓縮和液態儲氫技術正在成為大規模部署的最可行途徑。此外，利用鹽穴等地質條件進行大規模儲氫可顯著降低儲氫成本。

4.4.3　平準化儲能成本

在10小時以上的離網長時儲能場景中，氫能儲能的平準化儲能成本（LCOS）需要與鋰離子電池儲能、液流電池儲能等技術路線進行綜合比較。

據行業資料，在長時儲能領域，抽水蓄能的LCOS最低，約為0.21-0.40元/kWh；壓縮空氣儲能的LCOS約為0.38-0.42元/kWh。全釩液流電池儲能的度電成本已降至0.30-0.50元/kWh。鋰離子電池儲能在4小時以內的場景中LCOS具有顯著優勢，但隨著儲能時長的增加，其成本優勢逐步減弱。氫能儲能在10小時以上的超長時儲能場景中具有獨特優勢，儘管其LCOS目前仍高於鋰離子電池（約高13%），但其提供了跨日、跨季節的儲能能力。

從長期趨勢來看，隨著電解槽效率的提升、儲氫成本的下降以及燃料電池技術的進步，氫能儲能的LCOS有望持續下降，在10小時以上的離網長時儲能場景中逐步建立起經濟性優勢。據行業預測，到2030年，電解槽效率的提升可使綠氫生產成本較當前水平下降30%。

圖表33　氫能儲能關鍵參數

4.5　技術路線綜合對比與趨勢研判

綜合來看，中國儲能技術路線呈現“鋰電主導、多元協同”的總體格局。鋰離子電池儲能憑藉成本優勢、技術成熟度和產業鏈完備性，在2-4小時調峰場景中佔據絕對主導地位，短期內這一格局難以被撼動。鈉離子電池儲能正在從示範驗證邁向規模化應用，在資源豐富度和低溫適應性方面具有獨特優勢，有望在儲能和AI資料中心等場景中實現差異化競爭。全釩液流電池儲能在4小時以上長時儲能場景中展現出顯著的安全性和長壽命優勢，多個百兆瓦級至兩百兆瓦級項目已投運或正在建設中。

在機械儲能領域，抽水蓄能仍將是電力系統調節的基石，但其地理依賴性和長建設周期限制了其進一步擴張的空間。壓縮空氣儲能在規模化發展和成本下降方面進展迅速，300MW級項目效率已突破70%，單位造價持續下降。飛輪儲能在毫秒級一次調頻場景中具有不可替代的優勢，與鋰離子電池的混合儲能方案正在成為調頻市場的重要方向。氫能儲能雖然目前LCOS較高，但在10小時以上的離網超長時儲能和跨季節儲能場景中具有獨特價值，是未來能源系統不可或缺的技術儲備。

圖表34　儲能技術路線綜合對比總表

(中投未來產業研究中心)