中国电力储能累计装机规模 - 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% [1] - 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 [1] 新型储能装机规模与增长 - 截至2025年12月底，中国新型储能累计装机规模达144.7GW，同比增长85% [1] - 2025年新增新型储能累计装机规模首次突破100GW，累计装机规模是“十三五”末的45倍 [1] - 2025年新型储能新增投运66.43GW/189.48GWh，功率和能量规模同比分别增长52%和73% [1] 新型储能技术路线与市场结构 - 储能技术路线从单一向多元化加速发展 [1] - 新型储能主要应用场景从以用户侧（占比35%）为主转向以独立储能（占比58%）为主 [1] - 火储调频（占比1.4%）和用户侧（占比8%）应用占比下降明显，新能源配储占比保持稳定 [1] 新型储能区域分布 - 2025年装机规模排名前十的省份均超过5GWh，合计装机占比接近90% [1] - 西部省份全面领跑，内蒙古在能量和功率装机规模上均位列第一，云南首次进入前十 [1] 新型储能市场招标与中标情况 - 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% [2] - 2025年EPC招标（不含集采/框采）标段数量1536个，同比增加4.5% [2] - 市场建设偏好发生变化，业主更倾向于一体化交付、风险外包的“交钥匙模式” [2] - 2025年储能系统（不含集采/框采）中标规模为121.5GWh，同比增长140.1% [2] - 2025年EPC中标规模为206.3GWh，同比增长125.5% [2] 新型储能市场价格趋势 - 2025年储能系统（磷酸铁锂系统，不含用户侧应用）采购中标价格区间为391.14元/kWh至913.00元/kWh [2] - 不同时长系统价格降价幅度差异大，0.25C储能系统价格下降幅度接近0.5C系统的两倍 [2] - 2025年EPC（不含用户侧）中标价格呈波动下行趋势，2h EPC中标均价降至1043.82元/kWh，同比下降13.04% [2] - 4h EPC中标均价为935.40元/kWh，同比下降8.19% [2] 储能政策环境 - 2025年新增发布储能相关政策869项，同比增加13% [3] - 市场化改革加速，电价政策、电力市场政策热度较高，管理规范类政策占比提升 [3] - 截至2025年底，全国各省新型储能“十四五”规划目标总规模超91.6GW，多数省份已完成规划目标 [3] 电力市场与电价改革 - 2025年初136号文件推动新能源全电量入市，年底中长期规则取消市场化用户人为分时电价 [3] - 用电负荷侧将逐步进入市场，2026年工商业储能将逐步向市场化迈进 [3] - 分时电价方面，多地衔接现货市场调整时段划分和计价范围，价差普遍收窄 [3] - 电网代购电价格方面，32个地区平均价差为0.616元/kWh，同比下降9.4% [3] - 国家鼓励10kV以上工商业用户直接参与市场，逐步缩小代购电用户范围 [3] 工商业储能发展展望 - 展望“十五五”，工商业储能收益模式将由单一的“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 [4] - 工商业储能累计装机有望突破30GW [4] 新型储能未来收益模式 - 储能收益受多重因素影响，市场准入与电价差是确定性高的核心变量 [5] - 未来收益结构将显著转型，辅助服务收入因市场饱和快速下滑 [5] - 随着风光渗透率提升，价差有望扩大，能源套利将成为主导，容量补偿提供稳定支撑但占比略降 [5] - 未来项目成功取决于动态运营与前瞻性区位布局 [5] 新型储能时长与规模预测 - 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 [6] - 2026年起，时长提升明显加速，预计至2030年将达到3.47小时 [6] - 行业正朝着能量时移、系统调节等更注重能量容量的应用场景深化发展 [6] - 过去5年，新型储能累计装机增长超过40倍，随着基数变大增速将放缓 [6] - 展望“十五五”，预计2030年累计装机有望达到3.7亿千瓦（370GW）以上 [6] 行业重要活动 - 第十四届储能国际峰会暨展览会ESIE2026将于2026年3月31日至4月3日在北京·首都国际会展中心举行 [6] - 展览面积达16万平米，由中国中车、阳光电源、双登股份、远景能源、宁德时代、楚能新能源、国轩高科、瑞浦兰钧8大行业龙头冠名 [6] - 预计将吸引800余家展商、超20万人次参加 [6]