国家发展改革委与国家能源局近日联合发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，明确提出到2027年，全国新型储能装机规模需突破1.8亿千瓦（折合180GWh），预计带动直接投资超2500亿元。方案强调，锂离子电池储能仍将占据主导地位，同时鼓励多元技术路线协同发展，通过试点项目与典型场景建设推动技术迭代与应用创新。
随着《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（136号文）正式落地，储能行业迎来市场化转型关键期。电价机制改革推动储能商业模式加速成型，有效破解此前“劣币驱逐良币”的困境，为行业注入长期发展动能。在新能源汽车与储能需求双重驱动下，叠加政策层面“反内卷”措施持续深化，锂电产业链景气度呈现显著回升态势。
国内储能市场近期表现超预期。尽管136号文取消强制配储政策引发市场担忧，但近三个月招标数据显示，储能项目增速维持在100%左右，中标量同步攀升。8月单月招标规模同比激增超500%，创下历史新高，彻底扭转此前需求放缓的预期。中关村储能产业技术联盟统计显示，截至今年上半年，新型储能累计装机达101.3GW，首次突破百GW大关，较“十三五”末增长32倍，其中锂电池储能贡献主要增量。
装机规模扩张的同时，技术路线多元化趋势愈发明显。据预测，到2030年我国新型储能累计装机将在保守场景下达236.1GW，理想场景下突破291GW，未来五年复合增长率超20%。地方政策层面，宁夏率先发布《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，计划将煤电机组与电网侧储能容量电价从100元/KW·年提升至165元/KW·年。山东电价竞价结果则显示，新能源上网电价较煤电基准价已形成7-17分的价格优势，这意味着储能系统成本控制在0.6元/度时，即便完成充放电循环仍具备经济性。
全球市场呈现差异化发展格局。国内大型储能需求持续旺盛，发达国家依托电网升级与电力市场改革实现较高IRR收益率，发展中国家则通过光储平价方案满足电力增量需求。从供给端看，大型储能项目已从单纯产品竞争转向“产品+服务”综合解决方案，涉及电站设计、电网接入、运维管理等全链条服务。海外市场尤其需要构建本地化运营团队，这对企业技术储备、资源整合与国际化能力提出更高要求，头部企业有望在装机规模扩张中占据先发优势。
