在雙碳目標與新型電力系統建設驅動下，儲能成為平衡電力供需、保障能源安全、激活市場機制的核心基礎設施。2025年以來，中國儲能行業呈現政策錨定方向、技術突破瓶頸、需求重構格局特征，產業鏈各環節從簡單組裝向技術協同升級，從政策依賴向市場驅動轉型，其發展邏輯對理解中國能源轉型具有重要意義。

 

儲能板塊崛起的底層基礎  

 

2025年儲能行業股票走高，是產業基本面質變的體現，政策、需求、技術共同構建增長確定性。

 

（一）政策支撐體系完善

 

政策形成頂層設計+場景落地+標準保障架構。2025年《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》明確2027年裝機1.8億千瓦、直接投資2500億元，要求長時儲能占比不低于30%，標志政策從規模導向轉向提質增效。八部門《新型儲能制造業高質量發展行動方案》對鈉離子電池、壓縮空氣等新技術給予最高5000萬元研發補貼，同步建立儲能電站安全標準，消除市場對行業發展的不確定性。

 

（二）需求端全面爆發

 

需求增長源于新能源消納與電網安全壓力。截至2025年6月，中國風電、光伏累計裝機突破120億千瓦，占總裝機比重48%，但新能源出力波動性導致部分地區仍存棄風棄光風險，2024年西北區域極端天氣下棄風率曾回升至8%。2025年上半年新型儲能累計裝機101.3GW，同比增長110%，其中4小時以上長時儲能占比從2024年15.4%提升至28%。

 

需求場景多元化，電網側獨立儲能通過容量電價+輔助服務實現盈利；工商業儲能依托峰谷價差（部分地區超1元/千瓦時）降低企業用電成本；戶用儲能出口同比增長85%，需求結構韌性顯著。

 

（三）技術突破優化成本效率

 

電芯環節，寧德時代587Ah大容量儲能電芯量產，能量密度提升20%，單位成本下降15%；PCS環節，陽光電源1500V高壓逆變器效率突破98.8%，降低電纜損耗30%；系統集成環節，數字孿生技術將電站調試周期從3個月縮短至1個月，運維成本降低25%。頭部企業電站故障率從2020年5%降至2025年0.8%，儲能與傳統調峰手段的成本競爭力顯著提升。

 

上游：核心材料與設備的技術壁壘重構

 

上游決定儲能產業鏈成本與技術邊界，發展邏輯從產能擴張轉向技術迭代與供應鏈安全，鋰電儲能主導下各領域競爭格局分化。

 

（一）鋰電儲能核心材料：從同質化到技術分層

 

1.正極材料

 

磷酸鐵鋰（LFP）占儲能電芯正極材料95%以上，湖南裕能2025年上半年銷量48.08萬噸（同比+55.38%），通過磷酸錳鐵鋰（LMFP）摻雜技術將電芯循環壽命從6000次提升至8000次，成本僅增5%，并在西班牙建設20萬噸基地以規避歐盟碳關稅、貼近歐洲儲能電池工廠；湖北萬潤同期出貨14.83萬噸（同比+90.23%），技術適配固態電池需求。

 

2.負極材料

 

向硅基復合升級，貝特瑞通過納米硅包覆+碳基體復合技術，將硅基負極體積膨脹率控制在50%以內，循環壽命達5000次以上，切入特斯拉Megapack供應鏈，2025年上半年硅基負極銷量占比18%；璞泰來采用工業副產物制備硅粉，硅基負極成本較行業平均低20%，海外訂單占比35%，主要供應歐洲戶用儲能企業。

 

3.電解液與隔膜

 

天賜材料高鹽濃度電解液耐120℃高溫，全球市占率25%；恩捷股份通過干法雙向拉伸技術生產6μm超薄隔膜，成本降低15%，打破日本旭化成壟斷，2025年上半年海外出貨占比40%，供應韓國LGEnergySolution。

 

（二）電池制造設備：國產主導全球市場

 

儲能電池制造設備國產化率超90%，先導智能占全球鋰電設備35%份額，其5GWh儲能電芯生產線速度120ppm（較海外設備提升50%），良率99.5%以上，配套寧德時代阿布扎比19GWh項目；贏合科技聚焦圓柱儲能電芯設備，21700圓柱電芯生產線全球市占率超50%，2025年上半年海外收入同比增長80%。

 

（三）其他儲能技術：長時儲能補充賽道

 

抽水蓄能

 

中國電建承擔全國70%以上項目設計施工，地下廠房智能化建造技術縮短工期18個月、降低成本12%，應用于吉林敦化、安徽金寨等百萬千瓦級項目；東方電氣水輪機機組全球市占率超20%，2025年自主研發的高水頭（＞600米）轉輪通過驗收，國產化率提升至92%。

 

壓縮空氣儲能

 

2025年江蘇金壇、山東肥城等30萬千瓦級項目投產，陜鼓動力660MW級空氣壓縮機比功率較德國曼透平產品降低8%，適配多場景；東方電氣透平膨脹機效率突破92%，系統綜合效率從50%提升至65%。

 

 

中游：系統集成的價值中樞轉移

 

中游銜接上游材料與下游應用，競爭焦點從組裝能力轉向解決方案能力與全生命周期服務，頭部企業通過技術協同構建壁壘。

 

（一）系統集成：場景化解決方案成核心

 

儲能系統集成核心是提供場景化定制解決方案。陽光電源2024年全球市占率18%，其構網型儲能系統適配新能源基地，在內蒙古200MW風電+儲能項目中，將風電利用率從90%提升至98%；針對海外戶用場景，其光儲充一體化柜集成光伏逆變器、儲能電池與充電樁，2025年上半年海外戶用儲能出貨同比增長120%。

海博思創在工商業儲能領域市占率超25%，通過接入企業用電數據制定充放電策略，北京大興機場40MWh項目年均套利收益超800萬元，同時具備4小時應急備電能力，2024年營收突破69億元。

 

（二）關鍵部件：安全與效率優先

 

BMS（電池管理系統）

 

科士達BMS單體電芯電壓檢測精度±2mV、溫度檢測精度±0.5℃，山西大同100MW項目中預警電芯熱失控風險，避免2次安全事故；國電南瑞構網型BMS可響應電網調頻、調壓指令，山東聊城100MW項目年均輔助服務收益3000萬元，投資回收周期縮短至5年。

 

連接器（連接系統）

 

萬連科技儲能專用連接器通過IP67/IP68認證，耐溫-40℃至125℃，寧德時代福建福鼎項目實現3年零故障，故障率低于0.01%；立訊精密信號-電力一體化連接器減少布線空間40%、提升裝配效率35%，降低線路損耗15%，配套海博思創、科陸電子等企業。

 

下游：應用場景的需求分層與價值釋放

 

下游形成發電側+電網側+用戶側多元化格局，2024年新增裝機中發電側占59%、電網側35%、用戶側6%，各場景需求邏輯與商業模式差異顯著。

 

（一）發電側儲能：新能源消納關鍵配套

 

國家能源局要求2025年新建風電、光伏項目配套15%/2小時以上儲能。華能集團內蒙古200MW風電+儲能項目配套4小時儲能（800MWh），通過充放電策略優化將風電出力波動從±20%降至±5%，新能源利用率提升至98%。部分地區將儲能成本納入新能源上網電價，或通過容量補貼+電量補貼縮短投資回收周期至6年。

 

（二）電網側儲能：獨立儲能規模化運營

 

2025年上半年電網側新增儲能中獨立儲能占比58%，7月招標占比超92%，核心因容量電價+輔助服務商業模式成熟。山東聊城莘縣100MW/200MWh項目通過調峰（容量電價200元/kWh/年）與調頻實現年均營收1.2億元，投資回收周期5年；獨立儲能可服務多新能源項目，降低單個項目成本，該模式在甘肅、青海推廣。

 

（三）用戶側儲能：工商業與海外戶用增長

 

工商業儲能依托峰谷價差降低電費20%-30%，2025年全國工商業峰谷價差平均0.7元/千瓦時，北京某汽車零部件工廠5MWh項目年均套利超400萬元，同時保障停電時關鍵生產線2小時供電，2025年上半年新增裝機同比增長90%。

 

戶用儲能海外市場快速增長，2025年上半年出口15GWh（同比+85%），派能科技、比亞迪占歐洲市場30%以上份額；派能科技在德國設售后服務中心，響應時間24小時；比亞迪光儲一體套餐適配歐洲家庭需求，通過APP實現能源管理。

 

  儲能行業發展新趨勢  

 

2025-2030年儲能行業進入高質量發展階段，增長邏輯轉向技術創新、商業模式與全球化布局。鋰電儲能仍為主導，長時儲能（4小時以上）占比2030年升至40%（CNESA預測）。壓縮空氣儲能2030年成本降至1.5元/Wh以下，適配新能源基地；全釩液流電池循環壽命長、安全性高，大連融科、國網英大50MW級項目落地，2030年成本下降30%。鈉離子電池能量密度突破160Wh/kg，循環壽命3000次以上，成本較磷酸鐵鋰電池低20%，適配北方低溫場景，2030年裝機超10GW。

 

電力現貨市場完善激活儲能多重價值，廣東試點中儲能電站調頻年化收益率超15%，2030年容量電價+輔助服務成電網側主流模式，投資回收周期縮至4-5年。

用戶側向能源服務轉型，部分集成商提供儲能租賃+能源管理服務，降低中小企業準入門檻，2030年服務型儲能占用戶側總量30%以上。

 

中國儲能企業從低價競爭轉向技術與品牌競爭，寧德時代587Ah電芯、陽光電源構網型PCS技術領先海外1-2年；企業通過歐洲、北美建廠（如寧德時代德國工廠、陽光電源美國工廠）規避貿易壁壘，2030年海外營收占比從2025年不足15%升至25%。

 

中國儲能行業具有戰略意義，是推動能源轉型、保障能源安全的關鍵。上游材料技術突破、中游解決方案創新、下游需求釋放形成協同發展格局。未來5年，行業雖面臨技術路線競爭、商業模式創新與全球化挑戰，但堅持技術驅動+市場導向，將實現從規模第一到質量第一的跨越，為全球能源轉型提供中國方案，支撐新型電力系統建設。