2025年中国新型储能产业发展总结 - 截至2025年12月底，中国电力储能累计装机规模达213.3GW，同比增长54% [2] - 新型储能累计装机规模达144.7GW，同比增长85%，首次突破100GW，是“十三五”末的45倍 [2] - 新型储能技术路线市场份额由单一向多元化加速发展，抽水蓄能占比31.3%，以锂电池为代表的新型储能累计装机占比超过三分之二 [2] 2025年新型储能市场装机与分布 - 2025年中国新型储能新增投运66.43GW/189.48GWh，功率和能量规模同比分别增长52%和73% [3] - 新增装机Top10省份规模均超5GWh，合计占比接近90% [3] - 西部省份领跑，内蒙古在能量和功率装机规模上均位列第一，云南首次进入Top10 [3] 2025年储能应用场景变化 - 新型储能主要应用场景从以用户侧（原占比35%）为主转向以独立储能（占比58%）为主 [2] - 火储调频（占比1.4%）和用户侧（占比8%）应用场景占比下降明显 [2] - 新能源配储占比保持稳定 [2] 2025年储能招标与价格趋势 - 2025年储能系统招标（不含集采/框采）标段数量690个，同比减少10.4% [3] - EPC招标（不含集采/框采）标段数量1536个，同比增加4.5%，业主更倾向于一体化交付的“交钥匙模式” [3] - 储能系统中标规模121.5GWh，同比增长140.1%；EPC中标规模206.3GWh，同比增长125.5% [4] - 储能系统（磷酸铁锂，不含用户侧）采购中标价格区间为391.14元/kWh至913.00元/kWh，0.25C系统价格降幅接近0.5C系统的两倍 [4] - 2小时EPC中标均价降至1043.82元/kWh，同比下降13.04%；4小时EPC中标均价为935.40元/kWh，同比下降8.19% [4] 2026年及“十五五”市场展望 - 2026年工商业储能将逐步向市场化迈进，收益模式由单一的“固定价差套利”向“波动的市场价差套利+需量管理+需求响应”转变 [5][6] - 当前32个地区电网代购电平均价差为0.616元/kWh，同比下降9.4% [5] - “十五五”期间，工商业储能累计装机有望突破30GW [5] - 新型储能将由市场驱动发展，拓展新应用场景和创新商业模式 [6] - 长时储能将进入发展关键期，各类储能技术呈现多元场景与规模突破的特征 [6] 未来收益模式与时长变化 - 储能收益结构将显著转型，辅助服务收入因市场饱和快速下滑，能源套利将成为主导，容量补偿提供稳定支撑但占比略降 [7] - 新型储能累计装机的平均时长由2021年的2.11小时逐步增至2025年的2.58小时 [7] - 预计从2026年起时长提升将明显加速，至2030年将达到3.47小时 [7] 长期装机规模预测 - 中国新型储能已进入快速增长期，过去5年累计装机增长超过40倍 [7] - 预计到2030年，新型储能累计装机有望达到3.7亿千瓦（即370GW）以上 [7]