近日，国家发展改革委与国家能源局联合印发《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达到1.8亿千瓦（即180GWh）以上，预计带动项目直接投资约2500亿元。该方案强调，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主导，同时鼓励各类技术路线及应用场景的多元化发展，通过培育一批试点应用项目，打造一批具有示范意义的典型应用场景。
随着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》）的正式落地，市场化电价机制正加速推进，储能商业模型有望因此得到完善，从而改变过去“劣币驱逐良币”的不利局面，为行业带来实质性的利好。整体来看，新能源汽车与储能领域的旺盛需求，叠加“反内卷”政策的持续深化，锂电板块的景气度有望持续保持向好态势。
近期，国内储能市场热度持续攀升。尽管此前有市场预期认为，136号文取消强制配储可能会影响下半年国内储能需求，但从近三个月的数据来看，招标增速均保持在100%左右，中标量也持续保持高增长。特别是8月，国内储能市场招标规模同比增长超过500%，创下了历史新高，这一数据显著超出了市场预期。
据中关村储能产业技术联盟的最新数据显示，截至今年上半年，新型储能累计装机已达到101.3GW，首次突破100GW大关，同比大幅增长110%，是“十三五”时期末的32倍。以锂电池为代表的新型储能技术实现了跨越式增长。展望未来，到2030年，我国新型储能累计装机规模在保守场景下将达到236.1GW，在理想场景下则有望超过291GW，未来五年的复合增长率将超过20%。
此外，储能商业模型的建立也取得了积极进展。9月12日，宁夏发布了《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确提出煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准将于2026年1月起由100元/KW·年提升至165元/KW·年。在经济性方面，参考近日山东机制电价竞价结果，新能源上网电价相较煤电基准电价已经具备7-17分的优势。这意味着，当储能系统成本在0.6元左右时，即使每一度电都存入储能系统再放出，仍相对煤电具有价格优势。新能源结合储能的竞争优势已逐步显现。
当前，大型储能需求持续保持高增长。除了国内储能市场保持较高增长率外，发达国家市场在强化电网和电力市场建设的助力下，IRR收益率较高；发展中国家市场则通过光储平价策略，有效满足了电力增长需求。在供给方面，大型储能市场需要提供“产品+服务”的一站式解决方案，包括电站设计、电网接入、后期运维等服务。特别是海外市场，更需要构建本地化运营团队，这对企业的综合竞争力提出了较高要求。因此，储能装机量的起量相对更利好头部企业。
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