储能行业发展研究

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从广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。从狭义上讲，储能特指针对电能的存储，即利用化学或者物理的方法将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。

新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式，并对外提供电力服务的储能技术。新型储能技术在我国能源结构调整中具有重要的作用和意义，是第三次工业革命的重要推动。新型储能可以提高能源利用效率、保障能源供应安全、推动可再生清洁能源的发展、优化能源结构、支持智能电网建设，为实现我国能源的清洁、低碳、可持续发展提供重要支撑。

1、设备类型

目前我国新型储能以锂离子电池为代表的电化学储能为主，一个完整的电化学储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）以及其他电气设备构成。数据显示，储能电池在整个电化学储能系统成本中占比最高，达60%；其次是储能变流器（PCS），成本占比20%。

储能电池方面，在风电、光伏装机量持续增长与5G基站建设加快的背景下，储能锂电池需求快速增长。2024年全球储能锂电池出货量同比增长超55%，其中中国储能锂电池出货量同比增长超60%。具体来看，电力、户用、工商业储能锂电池2024年出货量分别同比增长超+70%、+25%、+40%。

储能变流器（PCS）方面，自2022年起储能变流器行业产销量均有显著增长，这主要得益于我国政府对新能源产业的大力支持以及储能技术的快速发展。中国储能网公开数据显示，2019-2023年，中国储能变流器市场规模由7.47亿元增加至79.28亿元，年复合增长率高达60%，储能变流器市场规模持续扩大。到2025年，中国储能变流器市场规模有望扩大至75亿-150亿元，行业发展空间广阔。据不完全统计，2024年1-9月，PCS招标项目共9个，总规模超2GW，超半数项目为集采/框采项目，全国储能PCS采招落地项目共11个，总规模近22GW。

2、价格情况

储能系统中，储能电池和储能变流器成本占比较高，二者共占比80%左右，因此此处主要分析储能电池和逆变器成本和价格情况。

储能电池方面，在众多储能技术中，锂电池凭借其高能量密度、长寿命和快速放电等优势，已成为主导技术之一。根据国家能源局的数据显示，锂离子电池储能系统已占据了97%以上的投运项目。因此，储能电池原料及整体价格分析参考第二节即可。

储能逆变器方面，受储能产业链整体降本趋势影响，2021年以来储能PCS产品均价呈现下行趋势。GGII调研数据显示，2024年上半年部分源网侧储能PCS企业报价低至0.08-0.09元/W，工商业储能PCS行业均价0.11-0.12元/W。尽管价格下降，技术含量较高的逆变器PCS仍是储能产业链中毛利率最高的环节，根据上市公司数据，2024年前三季度平均毛利率为34.64%。

1、新型储能装机量

2024年，新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦，首次超过抽水蓄能。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。新型储能调度运用水平持续提升，2024年新型储能等效利用小时数约1000小时，发挥了促进新能源开发消纳、顶峰保供及保障电力系统安全稳定运行功效，有力支撑新型电力系统建设。

从储能技术分类来看，锂电池储能成为市场占比最大的储能技术，达到储能装机总量（包含蓄水储能）的55.2%，占新型储能装机量的95.83%。其余各技术装机目前占比仍较低，均在1%以下。

从单站装机规模看，新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势。截至2024年底，10万千瓦及以上项目装机占比62.3%，较2023年提高约10个百分点；1万千瓦至10万千瓦项目装机占比32.8%；不足1万千瓦项目装机占比4.9%。

从储能时长看，随着新能源在电力系统中占比的提高，对长时储能的需求显著增加。4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比15.4%，较2023年底提高约3个百分点。2-4小时项目装机占比71.2%，不足2小时项目装机占比13.4%。2024年中国新型储能平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。

2、区域发展情况

2024年中国新型储能新增投运43.7GW/109.8GWh，同比增长+103%/+136%。新疆和内蒙古分列能量规模和功率规模第一，这两个也是分别以新能源配储和独立储能为主导的省份。新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：内蒙古1023万千瓦/2439万千瓦时，新疆857万千瓦/2871万千瓦时，山东717万千瓦/1555万千瓦时，江苏562万千瓦/1195万千瓦时，宁夏443万千瓦/882万千瓦时。河北、浙江、甘肃、广东、湖南、广西、河南、安徽、湖北、贵州等10省区装机规模超过200万千瓦。

华北地区已投运新型储能装机规模占全国30.1%，西北地区占25.4%，华东地区占16.9%，华中地区占14.7%，南方地区占12.4%，东北地区占0.5%。

3、价格情况

产业链价格低位下探。2024年锂电池储能产业链阶段性供过于求压力仍然存在。在经历了2023年产业链整体价格大幅下跌之后，2024年锂电池储能产业链价格进一步下探，但由于整体价格处于低位，价格跌幅收窄。与年初相比，年末碳酸锂价格跌幅超过20%，电芯价格跌幅超过30%，2h储能系统及储能EPC中标均价下降超过10%。短期来看，产业链价格已无下降空间，但行业洗牌尚未结束。

储能行业出现两极分化。低价竞争贯穿全年，头部企业依靠规模优势及稍强的成本控制能力，逐步扩大市场份额。储能系统环节，2024年中标量Top15企业中标能量规模占比达到市场总中标量的57%，相比去年进一步提高；同时将近76%的企业全年中标总量低于100MWh，可持续运营能力堪忧。电芯环节，2024年锂电池储能电芯头部企业产能利用率基本在65%以上，较2023年明显提升，而一些中小企业则长时间处于停工状态。

储能企业新增与退出数量均大幅增加。“双碳”目标提出后，作为战略性新兴产业的储能行业吸引大量外部企业涌入储能赛道，同时激烈的竞争也将技术与资金不足的中小企业大量淘汰出局。据CNESA统计，2024年我国储能相关企业新增注册量达到8.91万家，同比增长17.90%；新增状态异常企业1.6万家，同比增长123.51%。

低价竞争导致企业削减创新投入。储能电站不盈利，进而导致设备采购过程中低价竞争持续惨烈，设备供应商的回款周期延长，2024年大部分国内企业储能业务板块面临亏损。储能企业在压缩供应链成本的同时，减少企业自身成本支出和研发投入，大大削减了企业创新的动力和能力。产业链健康发展需要上下游企业均获得合理的利润，才能促进产业链上下游之间协同创新，从而推动全产业快速良性发展。

1、应用分类

新型储能应用场景不断拓展。电源侧，新型储能可以作为风电、光伏等可再生能源的配套储能设施，提高电力系统的稳定性和可靠性。电网侧，新型储能可以用于削峰填谷、调频调峰等场景，提高电网的运行效率和安全性。用户侧，新型储能可以用于家庭储能、电动汽车充电站等领域，满足用户的个性化需求。2024年，应用场景明确的储能项目采招落地规模为51.24GW/133.3GWh，总中标金额达1407.03亿元。其中，电源侧占比最多，达73.5%，规模达98GWh。电网侧和电源侧占比分别为23.45%和3.04%。

2、价格情况

成本方面，2024年10月，工商业储能系统报价区间为0.562-0.726元/Wh，平均报价0.65元/Wh，相比2023年的1.5元/Wh下降50%以上。

收益方面，峰谷套利是现阶段工商业储能最重要的盈利模式。我国针对工商业用电领域，实施了分时电价制度，依据各时段电力供需状况差异化定价。对于工商业用户而言，安装储能系统可在电力需求较低、电价优惠的低谷时段储蓄电能；而当电力需求激增、电价攀升的高峰时段，储能电池则释放储存的电能供给生产或运营使用，有效减轻对电网高峰供电的压力，并在此过程中获得显著的峰谷电价套利收益。

因此，工商业储能收益主要取决于峰谷价差。以0.5MW/1MWh的工商业储能项目为例，假设总投资成本为135万元，系统循环效率90%，充放电深度90%、全年运行330天。则测算当峰谷价差在0.7元/kWh时，工商业储能（一冲一放）项目IRR可达约6.0%，基本可满足终端业主收益率要求。

1、全球情况

从全球来看，根据InfoLink Consulting全球储能供应链数据库公布的2024年数据，2024年全球储能电芯出货规模314.7GWh，同比增长60%。其中，宁德时代以“断层式”优势登顶全球储能电芯出货量榜首，进一步巩固其在新能源领域的全球领导者地位。与此同时，该企业在SNE同期公布的动力电池装机量榜单中，连续第八年蝉联冠军，成为全球唯一在动力与储能双赛道均实现全面领跑的企业。

作为全球最大动力电池供应商，宁德时代将储能业务定位为战略级增长引擎的决策成效显著。报告显示，其储能电芯产品在技术迭代、产能布局和全球渠道方面形成多维优势，尤其在300Ah+大容量电芯领域占据先机——该产品在全球大储市场的单季度市占率已逼近50%，成为支撑业绩增长的核心驱动力。公司近期宣布，面向未来的500Ah+超大型电芯将于2025年下半年量产，有望再次改写行业技术标准。

值得关注的是，行业集中度的持续攀升，前十大厂商市占率突破90.9%的历史高位，市场资源进一步向技术、规模占优的头部企业倾斜。2024年度全球储能电芯总出货量Top2-5企业为亿纬锂能、比亚迪、海辰储能、中创新航。根据数据分析，新入局者已难觅生存空间，行业正式进入“强者恒强”阶段。

2024年，全球大储电芯出货283.0 GWh，同比增长68.0%。大储市场，Top5企业为宁德时代、亿纬锂能、海辰储能、比亚迪、中创新航。2024年，全球小储电芯出货31.7GWh，同比增长12.4%。小储市场，Top5企业为亿纬锂能、瑞浦兰钧、新能安、鹏辉能源、国轩高科。

海外市场方面，根据InfoLink统计，2024年度海外市场储能电芯出货量为137.3GWh。海外市场Top5企业为宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、远景动力及瑞浦兰钧。

2、国内情况

根据中国电力企业联合会发布的《2024年度电化学储能电站行业统计数据》，从国内主要设备厂商来看，截至2024年底：

已投运电站装机占比前五位的电池厂商包括宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、海辰储能、瑞浦兰钧，总装机容量33.89GWh、占比69.59%；

已投运电站装机占比前五位的BMS厂商包括高特电子、协能科技、海博思创、比亚迪、阳光电源，总能量27.31GWh、占比56.08%；

已投运电站装机占比前五位的PCS厂商包括上能电气、科华数据、索英电气、许继电气、国电南瑞，总功率12.55GW、占比54.18%；

已投运电站装机占比前五位的EMS厂商包括德联软件、长园集团、国电南瑞、许继电气、四方股份、总能量22.25GWh、占比45.69%；

已投运电站装机占比前五位的系统集成商包括海博思创、比亚迪、阳光电源、远景、中车株洲所，总能量18.74GWh、占比38.48%。

从以锂电池储能为主的电化学储能电站装机来看，2024年电网企业（国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力集团有限公司）新增总装机0.33GW、占比0.88%，五大发电集团新增总装机5.87GW、占比15.81%，其他企业单位新增总装机30.93GW、占比83.81%。

截至2024年底，电网企业累计投运总装机1.28GW、占比2.06%，五大发电集团累计投运总装机15.12GW、占比24.33%，其他企业单位累计投运总装机45.74GW、占比73.61%。

1、关键技术路线

储能的技术路线多元，按照能量储存方式不同，可分为电化学储能、机械储能、化学储能、电磁储能、热储能五类。电化学储能主要包括锂电池、钠电池、液流电池、铅蓄电池等；机械储能包括抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等；化学储能包括氢储能、合成氨储能等；电磁储能包括超级电容器储能、超导储能等；热储能包括储热、储冷等。

为满足应用需求，安全性高、循环寿命长、成本低、能量密度高、功率密度大、储能效率高以及环境友好为储能技术最终发展方向，目前来看，各技术各具优势，各种储能技术仍存在较大的发展前景和空间。从储能技术的参数对比来看，技术路线各有千秋。

能量密度来看，锂离子电池与钠离子电池具有较大优势，分别为90-330kWh/kg与130-150kWh/kg，即单位质量的电池可存储能量更高；

从使用寿命来看，抽水蓄能、压缩空气储能、超级电容、超导储能、热熔融盐等相较于其他储能方式处于领先地位，寿命可达30年以上，更长的使用寿命和循环次数有效降低其使用寿命内单次循环成本；

从初始投资和度电成本来看，锂离子电池和钠离子电池的初始投资成本以及单位能量成本具有较高优势。全钒液流电池的初始投资和度电成本均处于中等水平，抽水蓄能、压缩空气储能等机械储能度电成本较有优势，但前期的初始投资较高，需运行较长时间方可回收成本，超级电容储能目前单位能量成本依然较高，难以达到大规模应用的水平。

目前，锂离子电池已经能够进行大规模商业化应用，其成本受上游锂钴镍等原材料价格波动影响，然而未来随着上游原材料的进程化，规模化应用，以及锂离子电池储能效能提升，预计其成本有望回归到可接受范围。

2、关键技术发展趋势

从全球来看，目前储能技术呈现以下发展趋势：

一是电池储能系统。尽管可再生能源技术比以往任何时候都更高效、更经济，但其本质上具有高度间歇性。因此，它们需要互补解决方案来填补供应缺口。长期储能解决方案确保可再生能源在发电厂扩建中占主导地位，同时超越传统能源来源。随着越来越多的清洁能源接入电网，电力基础设施更好地适应需求变化。中断风险也显著降低。此外，大规模可再生能源储能提高了能源系统的整体韧性，并加速了向清洁能源的转型。

二是先进热能存储。传统上，供暖公司会在隔热罐中储存热水或冷水，以在需求增加时使用，从而管理区域供暖和区域制冷的峰值。然而，近几年的发展展示了使用新介质（如熔盐、共晶材料和相变材料）来储存热能。热能存储最常见的应用是在太阳能热系统中。这克服了间歇性可再生能源的挑战，使夜间也能使用储存的太阳能。

三是分布式储能系统。能源生产和储能系统传统上遵循集中化架构。这增加了在高能源需求期间电网故障的风险，可能会破坏能源供应链。而分布式储能系统则通过允许单个设施在现场生产能源并保留以满足自身需求来解决这一挑战。能源生产商还能够将多余的能源出售给电网。分布式储能解决方案避免了煤炭、石油和天然气能源生产的扩张。此外，它们通过整合本地储能解决方案（如屋顶太阳能电池板和小型风力涡轮机）来实现对可再生能源的更大依赖。

四是储氢。氢是所有化学燃料中单位质量热值最高的，同时也是可再生和环保的。它可以以气体或液体的形式物理储存。作为气体储存通常需要高压罐，而作为液体储存则需要超低温环境。为了经济地储存氢，初创企业正在设计创新的工艺和储罐。在储存类型方面，最近的趋势表明正在向氢在固体表面的吸附和通过化学反应储存转变。氢储存的应用范围广泛，从作为汽车的清洁燃料到为建筑提供便携式电力供应。

五是储能即服务。安装储能基础设施涉及多项设置成本，而长期拥有则会导致资本锁定和资产闲置。储能即服务使企业能够在零资产投资和低实施成本的情况下获得可靠的电力供应。它使设施能够评估储能解决方案的价值。这种方法还在市场条件变化时提供了最大的灵活性。此外，储能即服务有助于公用事业公司进行拥塞管理、季节性高峰需求管理和应对电网基础设施故障。而且，电网连接薄弱或没有电网连接的偏远地区消费者将从电网灵活性和效率的提高中受益。

新型储能迎来关键之年。根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。目前，业界对2025年新型储能市场表现持乐观预期。

根据CNESA数据，截至目前，全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模达86.6GW，乐观预计2025年中国新型储能累计装机规模将达到131.3GW，未来五年CAGR将达28.7%。截至2024年底，其中有8个省份已经提前完成规划目标。

1、大容量储能电芯研发量产加速

不论是大容量电芯，还是大规模系统，“更大”已成为储能产品的主要迭代方向。2024年，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、远景储能、国轩高科等头部企业纷纷推出500Ah+的大容量储能电芯；展望2025年，这一趋势将持续深化，大容量储能电芯研发、量产将进一步加速，涌现出更多500Ah+、600Ah+乃至700Ah+的单体电芯，带动储能系统集成效率提高，容量提升至6MWh，甚至超过8MWh。

2、锂电企业加码长时储能

业内通常认为在额定功率下能够实现持续放电4小时及以上，或者数天、数月的大规模低成本储能技术为长时储能。当前，随着新能源在电力系统中占比的提高，对长时储能的需求显著增加。2025年，长时储能市场将迎来大规模增长。近期，中核集团、中国华能、中储科技、大唐集团等多家央企发布的2025年储能集采公告中均包括了4h系统。随着锂电技术的不断成熟，大容量电芯、系统的不断推出，长时储能也成为海辰储能、天弋能源、亿纬储能等多家电池厂商瞄准的重要方向。

3、人工智能赋能储能安全

在技术研发方面，人工智能技术可以对储能材料性能进行更加精准的模拟和优化。在储能安全运维方面，借助BMS、大数据等技术监测评估电池的运行状态，对储能系统的早期故障进行识别和预警的主动安全技术，将成为储能安全“破局”的重要手段。此外，在光储场站管理中，人工智能技术可准确预测并配置策略、平衡源网荷储，提升整个系统的经济效益。

4、钠离子电池储能崭露头角

2024年，钠离子电池技术发展迅速，在能量密度、循环寿命和安全性等方面取得了重大突破，并迈入商业化应用阶段。2025年，储能将成为钠电产业规模化应用的关键突破口，钠离子电池产业化“元年”或将开启。然而，值得注意的是，当前锂电价格的持续下滑，在一定程度上延缓了钠离子电池的产业化进程。只有当锂电产能有效出清后，钠离子电池才有望真正迎来规模化发展。

5、储能用（半）固态电池开始应用

2024年，我国已有多个固态、半固态电池储能项目实现投运、开工、并网。浙江嘉兴市秀洲区悉科1237产业园466kWh固态电池储能项目顺利竣工；乔治费歇尔金属成型科技（昆山）有限公司4.5MW储能项目采用清陶能源280Ah半固态磷酸铁锂电池；华北油田首座100kW/124kW固态电池储能电站并网投运，项目采用聚合物电解质固态电池技术，能量密度达280Wh/kg。当前，储能用固态电池仍受性能、成本制约，但随着技术难点被攻克、制造成本的持续降低，固态电池有望成为未来储能装机的重要力量。

6、储能领域纳入更多碳化硅

2025年，随着光储系统持续向高压、高频、高效能等方向演进，宽禁带半导体材料，尤其是SiC（碳化硅）将受到越来越多的青睐。在储能系统中，SiC展现出显著优势，包括更高的效率、更小的尺寸、更轻的重量、更低的成本以及更好的耐高温性能。这将大幅提升开关器件的整体工作效率，减少损耗，从而推动光储系统提质增效。相关机构预测，未来三到五年，光伏逆变器与储能变流器（PCS）的功率密度将提升超30%。伴随着盛弘股份、江苏数世能源、英博电气等企业陆续推出含有SiC的储能产品，预计SiC在储能产品中的应用将会更加广泛。

7、新型储能应用场景不断拓宽

根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，2025年新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段。2024年11月，工信部在《新型储能制造业高质量发展行动方案》（征求意见稿）中明确，实施示范应用场景拓展行动。2025年，随着各类新型储能技术的不断完善和一系列政策的落地实施，在此前一批典型应用场景的基础上，新型储能应用将从电源和电网侧储能以及用户侧储能两个维度实现多元化发展。具体来看，海上风电、海上光伏等新能源配储应用场景，电动飞行汽车、电动飞机等低空经济相关交通电动化场景，“光储充换检”综合性充换电站等车网互动场景，都将迎来新的市场机会。

8、光储融合迎来快速发展

与传统能源相比，光伏、风电等可再生能源存在间歇性、波动性等问题，在并网稳定性的要求下，光储深入融合创新将进入提速阶段，光储供电也将在更广范围、更多场景中实现商业闭环。2025年，光储充一体化站点的部署将进一步扩大，不仅在公共区域、商业场所和住宅小区内的布局更加广泛，在产业园区等的布局也将日渐增多。随着技术的进步，光储充一体化系统将变得更加智能化和灵活化。借助人工智能和物联网技术，光储充系统能够实现实时监控、数据分析以及智能调度，从而提高发电和储能效率。

9、构网型储能将加速走向产业落地

构网型储能指能够构建并维持输出电压和频率，以电压源特性运行，并在电网故障时主动支撑电网的储能系统。它能够实现对电压、频率、功率的稳定控制，支撑新型电力系统长久稳定运行。2025年，国内构网型储能渗透率，特别是在西北地区的渗透率，有望加速提升。据相关机构预测，到2025年，国内构网型储能出货量将达到7GW。到2030年，有望达到30GW，全球渗透率有望达到20%。构网型储能未来5年在全球市场有望达到20%的渗透率。储能系统中的核心设备——储能变流器（PCS）产品也将继续朝着构网型变流器迭代。

10、储能出海布局加速

在全球能源绿色转型的浪潮下，全面出海已成为储能企业共识。2024年，我国储能企业在国际市场表现亮眼，从欧洲、美国等传统市场，到非洲、中东、东南亚等新兴市场，我国储能产品的航海之路不断延伸。2025年，全球储能需求有望保持高速增长态势。机构预测，2025年全球储能出货量（含通信储能）将达到449GWh，同比增长31.5%，美国、欧洲、澳洲、中东等市场增长潜力巨大。

安全是新型储能产业发展的重要保障。储能作为巨大的能量载体，本体构造、集成和控制复杂，存在一定安全风险。近年来，储能安全事故频发，给社会带来了严重的影响。例如一些储能电站发生火灾、爆炸等事故，造成了人员伤亡和财产损失，2024年多地发生了锂电池工厂着火事故。11月广东佛山某锂电池厂视频显示，电池冒烟到爆炸仅有90秒，即使人员第一时间采取措施仍未阻止火势蔓延，韩国华城电池厂大火更是酿成23人遇难惨烈悲剧。可见，传统锂电池安全和灭火仍存在较大挑战。从储能安全发生的根本原因来看，传统磷酸铁锂的石墨负极会产生锂枝晶，可能引发内短路继而热失控起火，而且石墨具有可燃性可能加速火势蔓延。

在当前阶段，低质储能所带来的安全风险已成为储能行业面临的最大挑战。然而，目前我国储能领域技术标准和规范尚不健全，限制了储能技术的规范化和统一性，行业门槛不高，数百家企业跨界涌入，造成产品质量良莠不齐。据调研，已投运的新型储能电站普遍存在故障率高、容量衰减、效率低下等问题，电池试验合格率不足60%，2023年储能电站因电池导致的非计划停运占比超过三成，可能埋下安全隐患。

根据储能产业链上的多家上市企业发布的2023年度的业绩报告，通过审视从材料供应商、电芯制造商、PCS企业到系统集成公司等各环节的数据，我们可以发现，由于锂价的波动以及产品同质化问题的加剧，导致项目招标价格呈现出持续下降的趋势，进而影响了整个行业的盈利水平。

在激烈的市场竞争中，不同企业间的盈利差距进一步拉大。有些企业日收入高达1亿元以上，然而也有一些企业因长期亏损而面临生存危机。海外市场的高需求和高利润成为行业稳定发展的关键支撑，吸引了众多储能企业积极布局。但同时，一些地区对于产能本地化部署和碳足迹追溯等要求也给企业带来了新的挑战。

2023年新注册的储能公司数量激增至7万家以上，初步形成规模的储能系统企业约有100家。然而，当前储能系统集成商的生存环境已愈发严峻，预计将有高达80%的企业被市场淘汰。

尽管储能市场规模在扩大，但利润却日益稀薄。激烈的市场竞争导致储能产品价格持续下滑，电芯价格自2023年初起便步入下滑通道。目前，储能系统的价格已跌至0.6元/Wh以下，整个行业似乎陷入了盈利困境。值得注意的是，储能企业的收益并非仅取决于产品价格，更关键的是其长达15年甚至25-30年的全生命周期回报率。

由于我国储能市场空间巨大，前景广阔，储能成为各地政府发展经济新动能的重要抓手，政策频度和力度持续加力。在政策的推动下，众多企业纷纷进入储能产业各个环节，产业投资加速增长，掀起全产业链扩产大潮，储能装机规模成倍、翻番地增长，尤其是新型储能。2024年新增装机规模达78.3吉瓦/184.2吉瓦时，近14倍于2021年水平，连续4年单年新增装机超过前期累计装机规模。全国约有27个省区市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模约84吉瓦，超过国家之前规划的两倍。随着储能企业爆发式增长和投产扩张，面对目前有限的储能市场应用规模，也带来了行业内结构性产能过剩、储能产品低价低质竞争等问题。部分企业不得不牺牲短期盈利、打价格战、做亏本买卖，参与市场竞争。

新型储能规划运行不够科学，运营模式和市场机制尚不完善。储能产业持续健康、高质量发展的关键不在于其时长和规模，而在于是否建立起一个市场化成本疏导机制和成熟的商业运营模式。

首先，相较于美国等国家，我国储能项目收益来源有限且存在一定的不确定性。尽管国家出台了诸多政策和文件均强调储能参与电力市场，可通过容量租赁、现货市场、辅助服务市场和容量补偿等方式获得收益，但由于我国电力市场以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低，大多省份上述收益不能同时获得。例如，独立储能电站的上网电价、充电电价未有明确定位；辅助服务市场品种单一；储能容量电价政策尚未出台等。在内蒙古、宁夏、新疆等新能源装机大省，电力市场化改革相对滞后，市场化收益有限，收益水平普遍偏低。而在山东、山西等电力市场化改革较好的区域，储能项目收益仍受辅助服务市场容量尚小、现货价格波幅限制、租赁期限短，租赁周期不理想等因素制约。

其次，成本疏导机制尚未建立，项目盈亏平衡难以保证。一方面，我国储能尚未实现规模化应用，技术成本较高。再加上储能项目开发、土地、接入、并网验收、融资等非技术成本，导致储能成本居高不下。另一方面，我国电力现货市场仍然以发电侧单边交易为主，储能成本还不能通过输配电价疏导至用户侧，成本多由发电侧单一主体“买单”，不利于激励各类经营主体优化配置储能资源，引导社会资本积极参与储能建设。

我国储能产业凭借技术、成本以及产业链优势，目前已成为引领全球的优势战略产业。在国内产能扩张过速、市场竞争博弈加剧、商业模式尚需改善的背景下，很多储能企业选择市场盈利模式更为明晰，利润率更高的海外市场，通过出口产品、与国外企业合作甚至海外建厂的方式向国际化发展。但由于当前国际环境日趋错综复杂，储能行业面临“贸易保护”“产品本地化要求”等方面的挑战。例如，为争夺储能这一战略制高点，实现产业链本土化，美国、欧盟通过《通胀削减法案》和“碳关税”等政策设定贸易壁垒和政策壁垒，抢占电池材料、电池产品等方面国际标准话语权，一定程度上削弱我国储能产品国际竞争力，挤压我国储能产业国际市场空间。