报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 当前碳酸锂价格波动大，春节假期临近需关注持仓风险，短期区间操作，基本面较好若回调幅度过大可考虑逢低做多 [4] 根据相关目录分别进行总结 市场分析 - 2026年2月4日，碳酸锂主力合约2605开于150000元/吨，收于147220元/吨，收盘价较昨日结算价变化1.32%，成交量311897手，持仓量359912手，前一交易日持仓量355770手，基差4100元/吨，仓单34114手，较上个交易日变化1030手 [1] 碳酸锂现货 - 电池级碳酸锂报价142000 - 164000元/吨，较前一交易日变化 - 500元/吨，工业级碳酸锂报价139000 - 160000元/吨，较前一交易日变化 - 500元/吨，6%锂精矿价格2045美元/吨，较前一日变化0美元/吨 [2] - 2026年1月30日政策鼓励长时储能建设运营，扩大补偿覆盖范围，对储能需求及碳酸锂价格有积极影响 [2] - 本周初碳酸锂价格环比上周下滑带动锂矿价格下跌，上游矿山出货情绪不强，贸易商活动频率减弱，下游前期备货充足减少谈新单，因价格下探存在点单情况 [2] - 现货库存为107482吨，环比 - 1414吨，其中冶炼厂库存19003吨，环比 - 831吨，下游库存41485吨，环比 + 3007吨，其他库存47880吨，环比 - 3590吨 [2] - 现货库存为110425吨，环比 - 1044吨，其中冶炼厂库存18090吨，环比 - 1071吨，下游库存41485吨，环比 - 1253吨，其他库存50850吨，环比 + 1280吨，12月整体预计维持去库格局但去库放缓，需关注月底库存拐点 [3] 策略 - 单边：若回调幅度较大，可考虑逢低做多 [4] - 跨期：无 [4] - 跨品种：无 [4] - 期现：无 [4] - 期权：无 [4]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 当前碳酸锂价格波动大，春节假期临近需关注持仓风险，短期以区间操作为主；基本面较好，若回调幅度过大可考虑逢低做多 [3] 根据相关目录分别进行总结 市场分析 - 2026年2月3日，碳酸锂主力合约2605开于140040元/吨，收于148100元/吨，收盘价较昨日结算价变化4.63%，成交量为619542手，持仓量为355770手，前一交易日持仓量347698手，基差为7520元/吨，仓单33084手，较上个交易日变化843手 [1] 碳酸锂现货 - 电池级碳酸锂报价142000 - 165000元/吨，较前一交易日变化 - 2000元/吨，工业级碳酸锂报价139000 - 161000元/吨，较前一交易日变化 - 2000元/吨，6%锂精矿价格2045美元/吨，较前一日变化 - 45美元/吨 [2] - 国家发展改革委、国家能源局发布政策明确容量电价机制，鼓励长时储能建设运营，扩大补偿覆盖范围，对储能需求及碳酸锂价格产生积极影响 [2] - 本周初碳酸锂价格环比上周下滑，带动锂矿价格同步下跌，上游矿山出货情绪不强，贸易商活动频率减弱，下游前期备货充足减少谈新单，因价格下探存在点单情况 [2] - 现货库存为107482吨，环比 - 1414吨，其中冶炼厂库存为19003吨，环比 - 831吨，下游库存为41485吨，环比 + 3007吨，其他库存为47880吨，环比 - 3590吨 [2] 策略 - 单边操作上，若回调幅度较大，可考虑逢低做多 [3] - 跨期、跨品种、期现、期权方面无策略建议 [4]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 当前碳酸锂价格波动较大，春节假期临近需关注持仓风险，短期以区间操作为主；基本面依然较好，若回调幅度过大可考虑逢低做多 [3] 市场分析 - 2026年2月2日，碳酸锂主力合约2605开于146000元/吨，收于132440元/吨，收盘价较昨日结算价变化-13.99%；当日成交量为644314手，持仓量为347698手，前一交易日持仓量372601手；基差为7220元/吨；当日碳酸锂仓单32241手，较上个交易日变化1610手 [1] 碳酸锂现货 - 电池级碳酸锂报价145000 - 166000元/吨，较前一交易日变化-5000元/吨；工业级碳酸锂报价142000 - 162000元/吨，较前一交易日变化-5000元/吨；6%锂精矿价格2090美元/吨，较前一日变化-85美元/吨 [2] - 国家发展改革委、国家能源局发布政策鼓励长时储能建设运营，扩大补偿覆盖范围，对储能需求及碳酸锂价格有积极影响，但昨日贵金属、有色板块集体回撤，多品种跌停，叠加前期碳酸锂涨幅较多，回调风险加剧，主力合约再次跌停 [2] - 现货库存为107482吨，环比-1414吨；其中冶炼厂库存为19003吨，环比-831吨；下游库存为41485吨，环比+3007吨；其他库存为47880吨，环比-3590吨 [2] 策略 - 单边：若回调幅度较大，可考虑逢低做多 [3] - 跨期：无 [3] - 跨品种：无 [3] - 期现：无 [3] - 期权：无 [3]

碳酸锂市场行情与价格动态 - 碳酸锂期货主力合约2605于1月30日收于148,200元/吨，当月盘面先涨后跌、宽幅震荡，盘中最高触及181,520元/吨，月度价格上涨21.9% [2][12] - 截至1月27日，国内工业级碳酸锂市场均价为16.7万元/吨，较上月同期上涨41.53%；电池级碳酸锂市场均价为17万元/吨，较上月同期上涨41.67% [2][12] - 原料端锂辉石价格跟随期货上涨，截至1月29日，进口锂辉石原矿均价1,141元/吨，非洲SC5%均价1,900美元/吨，澳洲6%锂辉石CIF均价2,410美元/吨，供给端挺价但需求端对高价货源接受度不高 [2][12] 碳酸锂市场供需分析 - 供应端：1月国内碳酸锂产量为10.4万吨，环比减少1.3%，受《固体废物综合治理行动计划》影响，江西部分企业有减产停产预期，叠加春节假期，预计2月供给维持收缩态势 [3][13] - 消费端：政策刺激需求超预期，电池产品出口退税将于4月后从9%降至6%，并于2027年1月后全部取消，刺激“抢出口”；《关于2026年实施大规模设备更新和消费品以旧换新政策的通知》改善了新能源汽车需求预期，下游材料厂维持较高排产 [4][13] - 库存端：月内总库存持续降低，根据SMM统计，总库存为10.75万吨，其中锂盐厂库存1.9万吨，下游库存4.06万吨，其他库存4.79万吨 [4][14] 行业成本利润与政策消息 - 成本利润端：成本维持上涨，本月价格超过11,000美元/吨，行业整体利润水平上行，有自有矿和盐湖的企业利润扩大，代工企业代工费小幅上涨 [4][14] - 消息面：国家发改委、国家能源局于2026年1月30日发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次明确容量电价机制，鼓励长时储能建设运营，预计对储能需求及碳酸锂价格产生积极影响 [5][14] 市场展望与策略观点 - 预计新的容量电价政策将提振需求预期，碳酸锂价格重心仍将持续向上，但需关注因前期涨幅较大及春节前带来的回调风险 [6][15] - 投资策略建议为单边“逢低做多”，未建议跨期、跨品种、期现及期权策略 [7][16]

文章核心观点 文章基于中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的2025年度数据，全面总结了中国新型储能在“十四五”期间的发展里程碑与现状，并对“十五五”趋势进行展望。核心观点认为，中国新型储能产业在“十四五”期间实现了从示范培育到规模化、市场化发展的历史性跨越，已成为新型电力系统的核心支撑。行业正从高速增长转向高质量发展，技术持续进步、应用场景深化、市场机制完善，未来虽增速换挡，但绝对增量依然可观。 新型储能“十四五”发展里程碑 - **战略定位历史性跃升**：储能已完成从“被动配置”到“核心支撑”的跃升，定位为支撑新型电力系统建设的重要基础和发展新质生产力的新动能 [8] - **技术突破与产业全面进阶**：本体技术持续创新，系统集成不断优化，向低成本、高效率、高安全、国产化、电网适配方向发展 [9][10] - **技术路线格局重塑**：截至2025年底，中国电力储能累计装机规模达213.3GW，同比+54%，其中以锂电池为代表的新型储能累计装机占比超过2/3，技术路线从单一向多元化加速发展 [12][13] - **累计装机规模突破1亿千瓦**：新型储能累计装机规模达144.7GW，是“十三五”末的45倍，同比+85% [14][15] - **在新能源中渗透率大幅提升**：新型储能在风电和太阳能发电累计装机中的占比从“十三五”末的0.61%升至“十四五”末的6.88% [17][18] - **市场参与更加多元**：身份从“依附电源或电网”向“独立市场主体”转变，交易品种向“中长期+现货+辅助服务+容量补偿”全品类进阶，收益模式向市场化多元收益叠加 [20][21] - **可靠性媲美传统电源**：2025年，国家电网经营区新型储能最大放电电力达4453万千瓦，晚高峰平均顶峰2.4小时，江苏、山东等省份集中调用时容量可用率超95%，最高达98.5% [24] - **应用结构根本性变化**：应用结构从用户侧为主转向以独立储能为主，独立储能累计装机占比达58% [30][31][32] - **项目布局向“资源端”转移**：项目规模实现“MW级”向“几十GW级”跨越，西北、华北风光富集地区成为主力，内蒙古、新疆增长最迅猛，CAGR均在250%+ [33][34] 2025年新型储能项目规模 - **新增投运规模创新高**：2025年新增投运66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比分别+52%和+73%，能量规模已超过2024年底的历史累计总量（184.2GWh） [3][41] - **并网节点前移**：受政策调整影响，并网节点前移至“5·31”，5月新增投运11.59GW/29.81GWh，占比17%，同比+413%/+492% [41][42] - **项目平均时长持续增长**：2025年新增投运项目平均储能时长2.85小时，较2020年增长58%，“十四五”时期新增装机平均时长2.59小时，较“十三五”时期+21% [44][45] - **应用以独立储能和新能源配储为主**：二者新增合计装机近60GW，创历史新高，同比+50%，其中独立储能新增42GW，同比+59% [47][50] - **非锂与混合储能技术实现突破**：多个GW级独立储能电站投运，首个百兆瓦级4小时固态电池、吉瓦时级全钒液流电池、大型构网型锂钠混合储能电站等多个标志性项目投运 [50] - **省份分布集中度高**：Top10省份装机规模均超5GWh，合计装机占比接近90%，内蒙古在能量和功率装机规模上均位列第一 [3][48] 2025年新型储能招中标市场 - **中标节奏趋于理性**：中标数量基本持平甚至略降，行业从“多项目”向“优项目”过渡 [53] - **单体项目规模显著提升**：行业正向吉瓦级（GWh）大项目迈进 [57] - **行业集中度提升**：中标企业数量下降，市场份额向优势企业集中 [56][57] - **EPC中标价格波动下行**：2025年2小时储能EPC中标均价为1043.82元/kWh，同比下降13.04%；4小时储能EPC中标均价为935.40元/kWh，同比下降8.19% [58][63] 新型储能产业发展 - **CNESA储能指数展现超额收益**：历史回报基准（沪深300）近20个百分点，展现极强的赛道弹性和独立成长气质 [66] - **燃烧测试渐成趋势**：多家企业主动开展“真机燃烧测试”极限挑战，依据UL9540A等国际标准，以验证安全设计、满足出口需求并提升客户信任度 [67][68][69][70] 新型储能政策 - **规划目标基本完成**：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，多数省份已完成目标 [74] - **产值目标推动产业落地**：近30个省及地市提出的2025年产值目标总规模超3万亿元，部分省份2027年目标较2025年新增约1.9万亿元，2030年目标将再增2.3万亿元 [77][78] - **工商业储能向市场化迈进**：2025年32个地区最大峰谷价差总体平均值为0.616元/kWh，同比下降9.4%，未来依赖固定价差套利模式不可持续，“市场化运营+多市场叠加”成为趋势 [81][82] - **储能与新能源融合发展强化**：多项政策推动新能源与储能一体化参与市场、就近消纳，并探索多产业协同、多维度一体化开发 [84] - **“制造+应用”双方案战略协同**：《新型储能制造业高质量发展行动方案（2025-2027年）》与规模化建设专项行动协同，旨在提升供给质量、扩大市场需求，带动项目直接投资2500亿元 [86] 新型储能市场展望 - **累计装机平均时长将加速提升**：预计至2030年，累计装机的平均时长将达到3.47小时，反映市场对长时储能需求增强 [3][95][96] - **累计装机规模持续增长但增速换挡**：预计2026-2030年，保守与理想场景的年均复合增长率（CAGR）分别约为20.7%和25.5%，至2030年累计装机有望达到3.7亿千瓦（370GW）以上 [4][98][99] - **行业向高质量发展过渡**：行业正从政策驱动向市场驱动的高质量发展阶段过渡 [98] - **应用场景拓展至零碳园区**：国家推进零碳园区建设，首批52个园区要求绿电直供比例不低于50%并配建储能 [91][94] - **海外市场潜力巨大**：2025年中国储能企业新增海外订单规模366GWh，同比+144%，覆盖全球60+个国家和地区，出海企业70+家 [93]

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]

行业核心动态 - 2026年初全球表前侧储能出货量增速超过80%，整体出货量突破500GWh [1] - 行业竞争核心正从“产能规模”转向“综合交付能力”，尤其是在海外的本地化制造、技术适配和金融服务能力 [3] - 行业竞赛维度已全面升维，从单纯比拼电芯出货量GWh转向技术、全球化和商业模式的综合较量 [6] - 2025年中国储能企业签订的海外订单总规模近284.26GWh，是2024年海外新增装机的3.49倍 [6] - 行业游戏规则已改写，从“一枝独秀”变成“群雄逐鹿”，竞争门槛提升至产业链协同、技术迭代速度和全球化运营能力的全方位比拼 [7] 宁德时代 - 2025年表前侧储能出货量超130GWh，同比增长超20%，但市占率从39%显著回落至26%，下滑近13个百分点 [1][2] - 增长未能跑赢大盘，市场增量红利被大量竞争者分食 [2] - 过去与特斯拉、阳光电源等头部集成商的深度绑定关系，在行业爆发海外需求后正发生微妙变化，客户合作模式从“一对一”演变为“一对多” [2] - 份额缩水意味着仅靠规模和既有客户关系已不足以维持绝对优势 [3] - 在匈牙利、西班牙投下重注进行全球产能布局 [1] - 在技术竞赛中率先交付了587Ah储能专用电芯 [6] 海辰储能 - 从行业第四跃升至第二，成为2025年储能市场最引人注目的“黑马” [1][4] - 专注储能赛道，通过极致制造和产能快速爬坡，产能迅速跨入百GWh级别 [4] - 2025年上半年实现净利润2.13亿元人民币，成功扭亏为盈 [4] - 2025年上半年海外收入达12.21亿元人民币，占总收入比重提升至17.6% [4] - 在美国得克萨斯州的储能系统制造工厂于2025年8月实现量产，成为首家在美国落地系统产能的中国储能企业 [4] - 其587Ah电池也已量产 [6] 远景动力 - 稳步前进，凭借全球化交付能力获得更多海外集成商青睐 [1][2] - 是目前唯一在亚洲、欧洲、北美三地均布局磷酸铁锂储能电芯产线的中资企业，国际化布局起步早、根基深 [4] - 2025年其北美首条储能电芯产线正式量产，本土化能力再进一步 [5] - 其开发的AI储能解决方案在欧洲备受认可，为电芯产品提供了系统端支撑和差异化卖点 [5] - 宣布其全球首发的700+Ah电芯即将交付 [6] 市场竞争格局变化 - 储能电芯市场格局正以前所未有的速度重塑，竞争者包括海辰储能、远景动力以及从上游强势切入的赣锋锂电 [1] - 系统集成商为争取海外项目，开始寻求更多元的电芯供应以保障交付安全和成本优势，为海辰、远景、中创新航等企业打开了时间窗口 [2] - 中创新航深度绑定了阳光电源，成为其PowerTitan 2.0储能系统的主力供应商 [2] - 国内市场的内卷已将利润空间挤压到极限，全球订单成为决定未来排名的关键 [1] - 海辰和远景的突进证明，在宁德时代构建的庞大生态之外，仍有新的差异化竞争路径可以崛起 [7] 技术发展趋势 - 技术竞赛焦点明确指向大电芯，500Ah+电芯的量产窗口已经打开 [6] - 大电芯的稳定量产和交付，能在系统集成能量密度和全生命周期成本上占据优势 [6] - 电芯容量的“军备竞赛”背后是对长时储能市场话语权的争夺 [6] 全球化与本地化 - 全球化从选项变为生存必需，出海主战场从欧洲、澳洲延伸到中东、东南亚等新兴市场 [6] - 出海面临美国加征关税、欧盟推行“电池护照”等政策风险，以及各国电网标准、市场需求差异带来的技术挑战 [6] - 国内惨烈的价格战有蔓延至海外之势 [6] - 未来的赢家必须是本地化的运营者，供应链的全球网状布局将成为下一阶段的核心竞争力 [7] - 宁德时代在欧洲的超级工厂、海辰在美国的制造基地，目的都是贴近市场、规避风险、提升响应速度 [7]

国内储能市场 - 2025年国内新型储能新增装机预计达58.6GW/175.3GWh [1][2] - 2025年12月国内储能招标规模为22.5GW/55.8GWh，容量同比+75%，环比+88% [1][2] - 2025年12月国内2小时储能系统平均报价0.669元/Wh，环比+12%，4小时储能系统平均报价0.455元/Wh，环比-3% [6] 印度储能市场 - 2025年印度储能系统装机预计为0.5GWh [1][2] - 2025年印度独立储能项目招标45GWh，光储项目招标15.2GWh [1][2] - 印度光伏开启强制配储，2025-26财年要求并网4GW/17GWh的电化学储能项目 [1][2] 欧洲储能市场 - 2025年12月德国储能装机394MWh，同比-20.4%，其中户储210MWh，同比-26.83%，大储159MWh [3] - 2025年第二季度意大利储能装机817MW/2728MWh，同比+48%/+75% [3] - 2025年第三季度英国累计待建储能项目121.76GW，环比第二季度增长21.83GW [3] - 截至2024年底，捷克光伏配储能总装机超2GWh，2024年新增装机506MWh [3] - 2024年波兰户储新增装机258MW/672MWh，超4.6万户家庭安装储能电池 [3] - 2025年12月欧洲核心9国日前平均批发电价111.44欧元/MWh，环比+7% [4] - 2025年英国计划并网的储能项目容量超17GWh [4] 美国储能市场 - 2025年11月美国新增并网储能1132.2MW/2378MWh，功率同比+29.7%，容量同比-16.9% [3] - 美国待实施储能项目数量同比增长17%，公共事业级储能系统价格环比下降11% [4] - 2025年美国储能并网规模预计约14-16GW [4] 澳洲储能市场 - 2025年第三季度澳洲国家电力市场储能净收入1.119亿美元，同比+47% [4] - 2025年第二季度澳洲瞬时可再生能源渗透率达77.2% [4] 其他市场（中东、非洲、智利） - 预计2026年中东北非地区特大型储能项目将交付33.8-42.2GWh [5] - 2024年非洲储能装机1.64GWh，同比+945% [5] - 截至2025年初，智利已拥有999MW的在运储能容量 [5] 全球储能供给侧 - 2025年前三季度全球储能电芯出货规模410.45GWh，同比增长98.5% [6] - 2025年前三季度全球储能系统出货总量为286.35GWh [6]

公司入选全球灯塔工厂 - 海辰储能重庆基地成功入选世界经济论坛2026年新晋全球“灯塔工厂”名单，成为全球首座储能电池领域的“灯塔工厂”[1] - 该基地是全球23个新入选基地之一，填补了储能电池领域此前无工厂入选的空白[3] - “灯塔工厂”由世界经济论坛与麦肯锡咨询公司于2018年共同发起评选，代表全球工业数字化与智能化的最高水平，目前全球共有224座[3] 公司智能制造实践与成果 - 公司重庆基地以近零缺陷制造、系统性降本增效、全流程智能化运营三大维度推进数字化与智能化升级[4] - 基地部署40余个数字化解决方案，深度融合生成式人工智能、机器学习及人工智能物联网等前沿技术，构建覆盖研发、材料遴选、生产制造到成品检测的全链条智能管控体系[4] - 通过智能制造实践，公司实现了优品率、产能、设备综合效率等指标的大幅提升[4] 公司产品与产能布局 - 海辰储能重庆基地是全球首款千安时长时储能专用电池的量产工厂[1] - 基地已建成全球首条长时储能专用电池产线，并于2025年6月实现∞Cell 1175Ah长时储能电池的量产下线[6] - 2025年10月，搭载该电池的∞Power 6.25MWh 4h长时储能系统开启全球交付[6] - 2025年12月，该长时储能系统作为储能行业唯一代表，入选中国制造“十四五”成就展，获得国家级认可[6] 行业背景与挑战 - 锂电池储能已成为提升绿电消纳、增强电网稳定性的关键支撑[4] - 行业面临三大挑战：市场需求年复合增长率高、产品价格下行压力大、电芯质量一致性要求不断提升[4] - 传统制造模式已难以适配行业发展需求[4] 公司未来战略与行业影响 - 公司将进一步发挥“灯塔工厂”在智能研发、智能制造以及敏捷韧性供应链网络等方面的示范引领作用，持续提升储能智能制造与数字化水平[6] - 公司将以行业“链主”身份，带动上下游产业链数字化升级，构建高效产业协同生态[6] - 公司旨在通过持续输出可复制的智能制造经验与产业化能力，助力长时储能电池与系统实现大规模、高质量、高安全、高效率生产与应用[6] - 公司的实践标志着中国储能电池在智能制造与数字化升级方面迈入世界领先行列，呼应了全球工业向智能化与可持续转型的新趋势[3]

文章核心观点 - 全球能源转型与AI算力爆发双重驱动下，储能产业正从政策驱动转向市场化与全球化双轮驱动，进入以价值创造为核心的高质量增长新周期，行业竞争焦点从产能扩张转向场景化解决方案与全球化生态构建 [1] 技术筑基：产业升级特征与趋势 - 2025年下半年储能电芯技术呈现三大特征：500Ah以上大电芯成为行业主流、叠片工艺加速替代卷绕工艺、长时储能专用化技术持续突破 [2] - 大电芯规模化应用降低了BMS复杂度与连接件成本，适配长时储能需求；叠片工艺在能量密度与循环寿命上超越卷绕工艺；长时储能专用化技术有效破解8小时以上场景的热管理、寿命与成本瓶颈 [2] - 宁德时代587Ah电芯已出货2GWh，比亚迪推出2710Ah储能专用刀片电池，单电芯容量较常规产品提升超300% [3] - 欣旺达684Ah叠片电芯在2025年12月实现第100万颗下线，标志叠片工艺跨越量产拐点 [3] - 海辰储能发布1300Ah(8小时长时储能)专用电芯，目标实现系统零部件减少超30%、功率部件成本降低超50%，预计2026年四季度交付 [3] - 海辰储能计划未来五年推动储能度电存储成本进入“1毛钱时代”，以实现风光储平价 [3] - 2026年行业将呈现“大电芯、液冷化、长时化、多技术路线并存”的发展特点 [2] 需求牵引：全球市场增长动力 - 预计2025年与2026年国内储能新增装机有望达到150GWh、203GWh；预计2025年全球储能新增装机约为290GWh，2030年有望达到1.17TWh [4] - AI算力基建成为新增量引擎，1GW算力基础设施年均耗电约7000GWh，带动绿电配套与储能调频需求攀升 [5] - AIDC对电力需求倍增，对配套储能的安全性和可靠性要求更高，形成“高进入门槛、高客户黏性”市场 [5] - 中国风电、光伏装机占比提升，跨昼夜、跨季节调节需求凸显，长时储能(≥4小时)装机占比在2025年明显提升，预计2026年继续稳步上升，目前4小时储能系统已成主流 [5] - 2026年，AI算力基建、能源结构转型、电网阻塞治理三方面需求共振，预计全球储能市场空间持续扩容 [4] 价值跃升：商业模式与竞争格局演变 - “现货套利+容量补偿+辅助服务”的主流商业模式在广东、山东等省份形成可复制模型，2025年中国部分区域的部分独立储能项目平均内部收益率提升到8%至12% [6] - 2026年储能市场进入“量价齐升+质量为王”的规模化发展新阶段，竞争焦点从“产能扩张”转向“适用于不同应用场景的数智化整体解决方案”与“资源共享共建共赢生态链” [6] - 商业模式更多元，除峰谷套利外，容量补偿、虚拟电厂、辅助服务市场等都能带来收益，工商业储能将成为最活跃板块之一 [6] - 全球化市场进一步凸显，行业集中度显著提升，头部企业凭借全产业链创新能力和成本优化能力将占据更多市场份额 [6] - 底层竞争逻辑将从简单价格战转向多维度的价值竞争，包括长时储能解决方案、AIDC等特定场景方案、全球化服务能力及供应链韧性建设等 [6] 全球化布局与市场前景 - 海外储能市场迎来爆发期，预计2027年全球数据中心储能锂电池出货量将突破69GWh，2030年增至300GWh，2024至2030年复合增长率超80% [7] - 宁德时代、海辰储能、阳光电源、双登股份等企业加速国际化布局，海外市场成为营收增长核心引擎 [7] - 海辰储能在2025年欧洲出货量同比增长10倍，2026年海外市场布局将优先聚焦发达地区 [7] - 双登股份“出海”战略强调本地化，依据不同市场需求与政策环境构建本地化的研发、生产与服务能力，实现从“中国制造出口”到“全球本地化运营”的跃升 [7]