2025 年，中国储能行业站上了前所未有的风口。

随着《新型储能规模化建设专项行动方案》重磅出台，1.8 亿千瓦的装机目标如同一声发令枪，2500 亿元的直接投资蓄势待发。

数字背后是惊人的增长速度：截至 2025 年 6 月，新型储能累计装机突破 100GW，这个数字是 " 十三五 " 末的 32 倍。仅上半年新增装机就达 23.03GW，同比增长 68%。

但比数字更深刻的，是游戏规则的彻底改变。

2025 年 2 月，一纸 "136 号文 " 宣告了 " 强制配储 " 时代的终结，储能行业从此断奶自立。取而代之的是独立储能的崛起——它已占据过半装机容量，从新能源的 " 附属品 " 蜕变为电力市场的 " 实力玩家 "。

储能，这个曾经的 " 配角 "，正在新型电力系统的舞台上 C 位出道。它的故事，才刚刚开始。

政策破局："136 号文 " 改写储能增长规则

储能估值重塑的关键，在于 2025 年 2 月发布的 136 号文（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）。该文件与前期政策形成 " 短期抢装托底、长期市场驱动 " 的组合拳，彻底改变行业增长逻辑。

136 号文最核心的突破，是明确 " 不得将储能作为新能源项目并网前置条件 "，直接终结行政强制配储模式：

一方面分阶段施策，对 6 月 1 日前并网的存量项目采用 " 差价结算 " 保障收益，对增量项目推行市场竞争定价，倒逼企业提升 " 自我造血 " 能力。

另一方面，政策落地后迅速触发抢装潮，2025 年 3-5 月国内储能招标量达 19.2GWh，同比激增 210%，头部企业订单排期延伸至 2026 年 5 月。

从长期看，这一政策推动储能从 " 必须完成的政策任务 " 转变为 " 能赚钱的盈利选择 "，企业可通过峰谷套利、辅助服务等方式覆盖成本，竞争焦点从 " 卷价格 " 转向 " 卷价值 "。

136 号文并非孤立发力，而是与国内外政策形成共振：

国内层面，2025 年 3 月国家能源局明确要求风电、光伏项目配储不低于 15%/2 小时，9 月发布的《新型储能规模化建设行动方案》将算力设施列为储能核心应用场景，为数据中心储能发展注入强心剂。

海外市场同样释放红利，欧盟明确 2030 年储能装机目标 200GW，美国 IRA 法案对 4 小时以上长时储能额外补贴 10%。

需求爆发：四驾马车齐冲，数据中心成新引擎

2025 年 1-9 月，全球储能新增装机达 86GW，同比增长 92%，其中国内新增 41GW、海外新增 45GW，" 四驾马车 " 共同撑起行业业绩弹性。

新能源配储作为基本盘，受 136 号文存量抢装驱动，2025 年 1-9 月国内风电、光伏新增装机 102GW，其中 6 月 1 日前并网的项目占比 68%。龙头企业直接受益——阳光电源上半年储能出货量接近 2024 年全年的 28GWh。

市场化收益催生的用户侧储能同样表现亮眼。广东、江苏等省份峰谷价差超 1.2 元 / 度，配套 1MWh 储能系统的企业年套利收益可超 180 万元，投资回收期缩至 3.5 年。2025 年 1-9 月，国内用户侧储能新增 11.3GW，同比增长 230%，其中工商业占比超 75%。

电网侧储能则在向 " 多收益模式 " 转型，不再依赖单一调峰业务。

2025 年 7 月广东启动省级虚拟电厂试点，整合 2GW 用户侧储能资源；新疆电网通过 5GW 储能系统，将风电利用率从 85% 提升至 96%。2025 年 1-9 月，国内电网侧储能招标量达 9.2GW，同比增长 105%，具备辅助服务能力的项目占比从 30% 升至 55%。

最值得关注的是，数据中心成为第四大需求支柱。

在 " 东数西算 " 与 AI 算力扩张的双重驱动下，2025 年 1-9 月国内数据中心储能新增 15.8GW，同比激增 280%，占整体新增装机的 38.5%。这一需求爆发背后有三重逻辑：

1、政策与市场双驱动，北京、上海峰谷价差达 1.8 元 / 度，100MWh 储能系统年套利超 2000 万元；

2、算力与能耗平衡倒逼，阿里云计划 2032 年数据中心能耗增长 10 倍，其张家口储能系统可满足 30% 用电需求，年省电费 1.2 亿元；

3、多价值叠加，储能从备用电源升级为 " 套利 + 备用 + 绿电消纳 " 复合工具。

根据 IEA 预测，2030 年全球储能装机量将达 1200GW，较 2025 年增长 380%，对应市场规模超 2 万亿元。国内方面，2030 年储能累计装机量预计达 236.1-291.2GW，其中数据中心储能占比将提升至 25%。

技术破壁：降本提效构筑护城河

2020-2025 年，国内储能系统成本从 1.8 元 /Wh 降至约 0.8 元 /Wh，降幅达 55%，效率却从 85% 提升至 92%，技术突破成为市场化盈利的核心支撑。

目前锂电池仍是主流技术路线，占全球储能装机的 82%，其中 280Ah 大电芯成为市场主流。阳光电源的 PowerTitan 2.0 方案在意大利项目中实现度电成本 0.32 元 / 度，低于当地燃煤电价。

当前磷酸铁锂储能电芯价格已降至 0.5 元 /Wh，叠加智能 BMS 系统延长电池寿命 15%，全生命周期度电成本仅 0.35 元 / 度，在峰谷价差较大地区已实现 " 无补贴盈利 "。

不过锂电池在长时储能场景仍有短板，多种替代技术路线正加速补位。

全钒液流电池成本降至 1.5 元 /Wh，循环寿命超 1.5 万次；河北 300MW 压缩空气储能项目系统效率达 70%，成本下降 35%；宁德时代推出 160Wh/kg 钠离子电池，成本低 30%，已在低温地区试点。中关村储能联盟预测，2030 年长时储能装机将达 150GW，占总装机的 30%。

智能化升级也在持续提升效益。AI 驱动的 EMS 系统优化充放电策略，使峰谷套利收益提升 20%；海博思创的 " 无人值守 + 预测性维护 " 方案，将运维成本降低 30%。

针对数据中心场景，定制化技术快速迭代：液冷系统散热效率提升 40%、占地减少 50%；构网型储能具备黑启动能力；光储直柔一体化模式推动绿电自发自用。

请强者恒强，马太效应愈明显

2025 年 1-9 月，储能行业 " 马太效应 " 愈发突出：龙头企业营收增速普遍超 100%，中小企业却低于 30%，产业链价值中枢正加速向技术密集型环节集中。

上游环节呈现 " 成本稳定 + 规模优势 " 特点，磷酸铁锂正极材料价格稳定在 4.5 万元 / 吨，同比下降 15%，负极、电解液价格也同步趋稳。

中游作为产业链 " 价值中枢 "，竞争优势更为突出。

系统集成领域，国内市场 CR5 达 65%，同比提升 10 个百分点，阳光电源、宁德时代、比亚迪的市场份额分别达 22%、18%、12%；阳光电源储能业务毛利率高达 39.92%，盈利水平显著高于行业平均。

储能逆变器领域，全球市场 CR5 达 70%，国内阳光电源、华为、锦浪科技、固德威、德业股份五家企业合计份额达 65%，头部地位稳固。

龙头企业的业绩爆发力尤为显著：阳光电源上半年储能业务收入达 178.03 亿元，同比增长 127.78%，首次超越光伏逆变器成为第一大收入来源；宁德时代储能业务营收突破 200 亿元，同比增长 110%，订单排期已至 2026 年三季度，增长确定性强。

下游运营环节则通过模式创新，将储能的 " 硬件价值 " 延伸为 " 长期服务价值 "。明阳智能为阿里张家口项目提供从风电、储能到调度的全链条服务，单份合同金额达 14 亿元，服务型模式打开盈利空间。

结语

储能板块的上涨，并非短期的 " 概念炒作 "，而是 " 政策重构 " 与 " 产业基本面改善 " 的共振结果。

这一政策没有削弱需求，反而倒逼行业从 " 政策依赖 " 转向 " 价值创造 "，从 " 规模扩张 " 转向 " 质量提升 " ——短期抢装托底业绩，长期市场化打开增长天花板。

从产业本质看，储能不是 " 短期风口 "，而是全球能源转型的 " 必然选择 "：

1、当风电、光伏成为主流，储能就是 " 必选项 "；

2、当 136 号文打通市场化路径，储能就有了 " 自我造血 " 能力；

3、当技术进步持续降本，储能就拥有了 " 长期竞争力 "；

4、当 AI 算力爆发，数据中心成为最确定增长极。

这场行情不是终点，而是万亿产业红利的开端。对投资者而言，唯有穿透短期波动，聚焦有技术壁垒、规模优势、市场化适应能力的龙头企业，才能在储能产业的黄金十年中收获长期收益。

格隆汇研究院持续跟踪储能产业发展脉络，多次前瞻性地把握了技术演进、政策变革和投资机遇的关键节点。我们不仅仅关注技术层面，更从商业模式、产业链格局和投资时点等多个维度为投资者提供决策参考。

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注：文中所涉公司仅为案例分析，不构成任何投资推荐。市场有风险，投资需谨慎，决策前请务必结合独立研判。