行业整体态势 - 2025年第四季度储能装机规模显著攀升，单季度达88.9GWh，超过同年前三季度总和 [2] - 2026年行业预计全年装机规模将进一步扩大，市场关注焦点转向更本质的悬念与趋势考题 [5] 独立储能：容量电价元年 - 2025年第四季度独立储能备案规模达152.27GW/409.63GWh，占总备案规模的74.6%，平均单个项目规模超过500MWh [6] - 2026年国家明确对电网侧独立新型储能电站给予容量电价补偿，但当前由容量电费、现货市场价差套利和辅助服务收益构成的整体内部收益率（IRR）仍处于较低水平 [9] - 容量电价核定公式（满功率连续放电时长 ÷ 全年最长净负荷高峰持续时长）对储能系统实际使用能力和性能提出更高要求 [9] 工商业储能：商业模式重构 - 2025年中国工商业储能新增装机规模达12.11GWh [9] - 2026年初全国超13省市区域跟进取消行政分时电价政策，市场定价从“行政电价划分”转向“市场供需”，导致部分地区价差收窄，项目经济性重估，已有项目因收益估算骤降而暂缓推进 [10] - 固定价差取消后，工商业储能商业逻辑被重构，需与分布式光伏、柔性负荷调控等资源深度协同，融入更复杂的能源交易策略 [14] 长时储能：技术驱动发展 - 截至2025年末，储能项目平均时长较2022年增长40%，达到2.94小时，4小时及以上项目在总规模中占比达14.8% [14] - 行业预计到2026年末项目平均时长将普遍超过3小时，2-4小时项目主体格局（占比62.7%）将加速向长时方向演进 [17] - 新政规定放电时长4小时及以上项目可获得100%容量电费，2小时项目补偿比例仅为50%，直接推动长时储能发展 [17] - 液流电池、压缩空气等技术受限于能量转换效率（通常为60-75%）、初始投资成本及商业化成熟度；锂电池向4小时及以上延伸则面临高能量密度带来的安全风险与循环寿命挑战 [17]