中国储能行业在2025年上半年经历了深刻变革与快速发展，政策环境、技术路线、市场格局和国际化程度都呈现出新的态势。本报告从政策变化与市场推动、技术发展与产业链动态、新产品亮点与未来趋势、海外市场布局与出口状况四大维度，全面剖析上半年储能行业发展状况，旨在为行业参与者提供全景式的分析参考。报告显示，在"136号文"取消强制配储的政策转向下，行业正从规模扩张向价值深耕转型；314Ah大电芯加速普及，500+Ah产品密集发布，液流电池等长时储能技术商业化提速；同时，上半年中国企业斩获海外订单突破124GWh，中东市场成为最大黑马。在政策洗牌与技术内卷的双重考验下，中国储能产业正加速从政策驱动向市场驱动转型，从中国制造向中国创造跃迁。

一、政策环境变革与市场发展态势

2025年上半年，中国储能行业迎来了政策环境的重大转折，这一转折正在深刻重塑行业发展逻辑与市场格局。2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布的《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》（简称"136号文"）正式终结了实施八年的强制配储模式，明确规定不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。这一政策调整如同"尖刀直戳储能行业两大'软肋'"：一方面叫停"强制配储"，直击储能装机非正常的高速增长；另一方面推动新能源全量上网，直击储能电站利用率低问题。

  （1）政策转向的市场影响：强制配储政策的取消导致行业短期阵痛，2025年第一季度电化学储能新增装机量同比首次下降，反映出投资方对收益不确定性的谨慎态度。据行业估算，2024年全国电化学储能平均利用指数仅为41%，意味着近六成的储能设备处于闲置状态。然而，政策转向也倒逼行业探索更可持续的发展模式，推动储能价值从"政策套利"向"市场套利"转变。在强制配储时代，储能系统往往沦为满足并网要求的"花瓶"，而新政实施后，储能项目必须通过市场机制证明其经济性，这促使行业加速探索峰谷套利、容量补偿、辅助服务等多元化收益模式。

  （2）电力市场化改革深化：继136号文之后，4月29日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。6月28日，南方区域电力市场启动连续结算试运行，交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，注册主体数量超过22万个。电力现货市场的全面铺开使储能电站真正通过市场机制实现价值变现，在现货市场环境下，储能系统可以通过峰谷价差套利、容量补偿、辅助服务等多种渠道获取收益。

  （3）分时电价机制改革：截至2025年上半年，全国已有18个省市自治区调整分时电价政策，将工商业用户分时电价计价基础调整为以购电价格为基础。这一调整使得电价波动更加明显，为储能创造了更有利的市场环境。值得注意的是，各省对政策转向的反应存在明显差异：内蒙古、新疆已出台省级配套方案，而山东、广东等地仍在征求意见阶段；部分省份如贵州、云南仍保留配储比例要求（装机容量10%以上），反映出区域电力供需差异对储能配置的实际需求。

  （4）储能安全监管趋严：4月21日，华东能源监管局发布的《电力与电化学储能电站的本质安全提升工程工作方案》征求意见稿，被称为储能行业"最严安全令"。该文件为储能安全划定了明确红线：严禁一年内发生安全生产事故的单位参与电化学储能电站建设；2025年底前，对不符合国家储能电池等相关产品及系统的强制性标准的、不符合消防系统建设要求的，责令立即停止运行；2026年1月起，新建电化学储能电站必须经电池质量抽检、消防系统等验收合格后，方可投入运行。

表：2025年上半年影响储能行业的主要政策文件

尽管政策环境变化带来短期调整，但2025年上半年中国储能市场仍保持强劲增长态势。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年上半年，国内新型储能新增装机达21.9GW/55.2GWh，同比增长69.4%（功率）/76.6%（容量）。与往年不同的是，今年装机高峰明显前置，5月储能新增装机较之去年同比大增超过300%，而6月新增装机4.1GW/10.3GWh，同比-31.2%（功率）/-19.3%（容量），环比-53.2%（功率）/-54.1%（容量），这一异常波动主要源于136号文以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目纳入机制电价，导致"5.31"节点出现抢装现象。

  （1）应用场景分布：从应用场景看，电网侧储能主导地位进一步巩固，新增装机14.2GW/32.9GWh，同比增长65.5%（功率）/61.7%（容量），规模占比64.9%（功率）/59.6%（容量）。电源侧储能新增装机5.8GW/17.8GWh，同比增长68.5%（功率）/104.7%（容量），规模占比26.7%（功率）/32.2%（容量）。用户侧储能虽然规模占比仍较小（8.4%功率/8.2%容量），但增速最为亮眼，新增装机1.8GW/4.5GWh，同比增长109.6%（功率）/103.0%（容量）。在用户侧领域，工商业储能表现尤为突出，新增装机1.4GW/3.4GWh，同比增长66.10%（功率）/58.39%（容量）。

  （2）区域发展格局：从区域分布看，云南、新疆、河北、山东等省份领跑全国储能发展。云南新增装机4.23GW/8.46GWh，占全国新增装机的19.4%（功率）/15.3%（容量），居全国首位，主要为电网侧项目。新疆新增装机2GW/8.03GWh，占比9.2%（功率）/14.6%（容量），新增容量规模居全国第二，主要为电源侧项目。江苏、安徽两省用户侧储能新增装机位列全国前二，分别为356.8MW/889.5MWh、224.3MW/526.2MWh。

综合来看，2025年上半年中国储能行业在政策环境剧变的背景下，依然保持了快速增长势头，但增长动力正从政策驱动转向市场驱动。随着电力现货市场建设的全面推进和分时电价机制的深化改革，储能行业将迎来更加市场化、规范化的发展新阶段。

二、技术创新与产业链发展动态

2025年上半年，中国储能行业在技术领域呈现出加速迭代的态势，各技术路线竞相突破，产业链格局深度调整。从电芯到系统，从锂电到替代技术，创新活力持续迸发，推动行业从同质化竞争向差异化发展转变。这一时期的技术革新不仅提升了产品性能，也重构了产业竞争格局，为下一阶段高质量发展奠定了基础。

  （1）大容量电芯的军备竞赛：2025年堪称500+Ah储能大电芯量产元年，头部企业密集发布并量产新一代大容量产品。6月5日，阳光电源宣布684Ah大电芯发布即量产；6月10日，宁德时代宣布量产交付下一代大容量储能专用电芯，587Ah电芯；亿纬储能628Ah超大电芯Mr.Big也已在24年末或25年Q1批量交付。此外，海辰储能587Ah、国轩高科588Ah、远景500+Ah、蜂巢684Ah等储能大电芯都将在2025年实现量产交付。这场大容量电芯的军备竞赛源于市场需求与技术突破的双重驱动：与传统280Ah电芯相比，314Ah及以上电芯能够减少电芯数量，提升能量密度，降低BMS(电池管理系统)的复杂性，并且在后端集成领域简化装配工艺，大幅节省土地基建和集装箱等成本投入。数据显示，314Ah电芯已快速取代280Ah成为市场主流，渗透率已达52%。

  （2）短刀电池技术：蜂巢能源发布的短刀电池储能系统在2025年上半年已获得2.1GWh海外订单，覆盖欧洲、中东非和亚太区域。其创新的"热复合飞叠工艺"将电芯内部温度控制精度提升至±3℃，相较传统方案降低78%热失控风险。通过车规级制造标准（洁净度万级、铜异物检出率100%），该技术使储能系统寿命突破12,000次循环，在电网侧可支撑20年稳定运行。在场景应用层面，电力储能领域推出的325Ah液冷系统实现单集装箱9MWh能量密度，较传统方案提升40%；工商业场景的99kWh一体柜支持最大2MWh并联扩容，空间利用率提高30%；家庭储能产品厚度压缩至66mm，成为全球最薄家用解决方案。

  （3）锂离子电池：2025年上半年新增投运的储能项目中，磷酸铁锂电池储能新增装机20.58GW/48.52GWh（含混合储能项目中磷酸铁锂电池储能部分），规模占比94.21%（功率）/87.95%（容量），依旧占据绝对主导地位。值得注意的是，固态/半固态电池储能开始小规模应用，上半年新增装机111.6MW/221.8MWh，包括浙江龙泉半固态储能电站项目（二期100MW/200MWh）、国能青海100万千瓦风光储项目（1.37MWh/2.04MWh半固态电池储能）等示范项目。

  （4）液流电池：2025年上半年全国共有17个液流电池储能相关项目新增投运，新增装机达336.9MW/1544.7MWh，规模占比1.54%（功率）/2.80%（容量）。其中规模较大的项目包括：三峡能源新疆吉木萨尔县北庭光伏配套200MW/1000MWh全钒液流储能项目、大唐中宁200MW/800MWh共享储能项目100MW/400MWh全钒液流电池储能项目。云南省能源局明确表示，为考虑新型储能技术多元化，短时与长时结合发展，下一步集中共享储能项目以全钒液流为主，发展部分压缩空气储能，原则上不再新建磷酸铁锂共享储能项目。

  （5）压缩空气储能：2025年上半年新增装机达260MW/1640MWh，占比1.19%（功率）/2.97%（容量）。典型项目包括新疆阜康100MW/1000MWh压缩空气储能电站、大唐中宁200MW/800MWh共享储能项目100MW/400MWh压缩空气储能电站等。飞轮储能也在特定场景取得进展，10MW以上飞轮储能项目加速投运，山西翼城50MW/0.43MWh独立混合调频储能电站等多个项目推动飞轮储能上半年新增148MW，功率规模占比0.68%。

  （6）热储能：2025年上半年新疆吐鲁番1GW光热+光伏一体化项目、金塔10万千瓦光热发电示范项目等多个熔盐储热项目相继投运，新增装机达291.1MW/3145.8MWh。与此同时，全国首个"20MWh新型填充床储热系统"辅助调峰项目也正式投运，丰富了热储能的技术路线选择。

  （7）混合储能系统：2025年上半年混合储能新增装机达3.2GW/8.2GWh，规模占比14.60%（功率）/14.86%（容量）。国能大柴旦100万千瓦风光储项目200MW/800MWh配套储能电站技术路线多达7种：集中式和高压直挂式磷酸铁锂电池、钠离子电池、半固态磷酸锂电池、钛酸锂电池、全钒液流电池、超级电容、磁悬浮真空飞轮储能。国家能源蓬莱发电有限公司101MW/205MWh储能电站项目也实现了磷酸铁锂电池、钠离子电池、全钒液流电池、飞轮这4种技术路线的融合。

表：2025年上半年中国储能行业主要技术路线新增装机情况

2025年上半年，中国储能系统集成环节有27个新签约、开工、投产项目，计划总投资额合计超550亿元。投资主体呈现多元化竞争格局：央国企（如中能建、中车储能）依托资源整合能力大规模扩张产能；储能系统集成商（如海博思创、沃太能源）依托技术积累占据细分市场，进一步扩充产能；电池企业（宁德时代、兰钧新能源等）加速向下游延伸，通过自建系统集成产线实现"电芯+系统"垂直整合；此外，新进入或跨界企业达10家，包括新成立的液流储能企业、通信设备企业跨界（如中贝通信）等。

  （1）区域布局：长三角（江苏、浙江）占比近三分之一，依托风光配储、工商储需求，以及出口便利性，储能产业正加快集聚。云南省依托绿电资源（水电、光伏）及电价优势，吸引海博思创、沃太能源等企业布局。国内东西部建厂逻辑出现分化：西部区域更多受资源、市场、政策影响，土地与绿电成本低，且有大量储能项目建设需求，产能通常服务于本地某个大型项目；东部区域已形成产业集群，资源整合能力较强，且利于出口辐射全球。

  （2）安全标准提升：2025年6月实施的《新型储能安全技术规范》强制要求消防系统成本占比不低于5%，热失控预警时间达到30分钟，全生命周期认证体系涵盖500余项安全测试。这些硬约束将大量依靠低价劣质材料生存的投机者淘汰出局。行业集中度提升印证了这一趋势：2024年全球储能锂电池前十企业市占率为88%，2025年进一步提升至93%，且均为中国企业。在314Ah大电芯等高端产品领域，集中度更高，头部效应更加明显，这意味着市场正从完全竞争向寡头竞争过渡。

  （3）工商业储能崛起：2025年上半年多个超100MWh工商业储能项目投运，更有多个超500MWh超大型工商业储能项目等待落地，标志着工商业储能百兆瓦时时代已来。商业模式日渐清晰是工商业储能爆发的关键：与依赖政策的大型储能不同，工商业储能主要通过峰谷价差套利、容量费用管理和需求响应补贴等市场化方式获取收益。以江苏省为例，该省执行的两部制电价政策，使得工商业储能项目在合理运营下，IRR可达8-12%，投资回收期5-7年。

技术创新是推动储能行业高质量发展的核心动力。2025年上半年，中国储能产业在电芯大型化、系统智能化、技术多元化等方面取得了显著进展，为应对能源转型挑战提供了更多解决方案。随着安全标准提升和市场机制完善，行业竞争正从价格维度向技术、服务、品牌等多维度拓展，这将持续优化产业生态，促进优胜劣汰。

三、产品创新与市场趋势前瞻

2025年上半年，储能行业的产品创新呈现多元化爆发态势，从电芯到系统，从硬件到软件，各环节都涌现出具有市场竞争力的新产品和解决方案。这些创新不仅解决了行业痛点，也勾勒出未来储能技术的发展路径和市场趋势。在产品快速迭代的推动下，储能应用场景不断拓展，经济性持续改善，为行业高质量发展注入新动能。

  （1）储能电芯大型化：阳光电源推出的684Ah大电芯在能量密度和循环寿命上取得突破，单颗电芯能量突破2kWh，体积能量密度超过400Wh/L，循环寿命达12000次，可满足20年长寿命运行需求。宁德时代发布的587Ah电芯采用第三代CTP技术，系统集成效率提升至35%，直流侧系统成本降至0.63元/Wh，较上代产品下降18%。蜂巢能源的684Ah大电芯采用"热复合飞叠工艺"，将电芯内部温度控制精度提升至±3℃，相较传统方案降低78%热失控风险，通过车规级制造标准使储能系统寿命突破12,000次循环。海辰储能推出的587Ah大电芯采用纳米级磷酸铁锂正极材料和新型石墨负极，实现-30℃低温环境下85%的容量保持率，解决了寒地储能应用难题。

  （2）液流电池系统：大连融科推出的新一代全钒液流电池储能系统，单堆功率提升至250kW，能量效率达72%，系统成本降至1.8元/Wh，较2024年下降25%。北京普能开发的"功率-容量解耦"型液流电池系统，实现功率模块和容量模块的独立扩展，系统设计灵活性大幅提高，特别适合长时储能应用场景。上海电气推出的锌溴液流电池系统采用双极板流道优化设计，能量密度提升至65Wh/kg，已应用于多个海岛微电网项目。

  （3）工商业储能产品：2025年上半年，多家企业推出针对工商业场景的模块化储能产品。阳光电源发布的PowerStack200kW/430kWh一体化储能柜采用"All-in-One"设计，集成PCS、BMS、消防系统于一体，支持8台并联组成1.72MWh系统，安装面积减少40%。华为数字能源推出业界首款"0占天"储能系统，采用立体叠放设计，占地面积仅为传统方案的30%，特别适合土地资源紧张的城市工商业应用。科华数据发布的iStoragE系列智慧能源管理系统，集成AI算法实现充放电策略动态优化，可提升储能收益15-20%。

  （4）家庭储能产品：蜂巢能源推出的厚度仅66mm的家用储能系统，成为全球最薄解决方案，支持5-30kWh灵活配置，循环效率达95%。比亚迪发布的"魔方"家庭储能系统采用模块化设计，单个模块5kWh，最多可扩展至8个模块40kWh，支持光伏、电网、发电机多源输入。华为推出的家庭绿电解决方案，通过光储协同和智能调度，可使家庭能源自给率提升至54%。

  （5）光储融合系统：极电光能获得IEC认证的GW级钙钛矿组件，将大面积组件效率提升至17.44%（稳态），功率达490W，相较于2024年同类产品，转换效率提高1.3个百分点，成本下降18%。其叠层技术突破26.8%的转化效率，为晶硅-钙钛矿叠层商业化奠定基础。在建筑光伏一体化（BIPV）领域，全面屏组件将受光面积扩大15%，弱光发电性能提升23%，推动分布式储能与屋顶光伏系统集成率提高至79%。

  （6）长时储能系统：2025年上半年新增投运的储能项目中，4h及以上长时储能新增装机4.57GW/20.9GWh，容量占比38.34%；8h及以上长时储能新增装机341.14MW/3751.7MWh，容量占比6.87%。中能建集团在甘肃投运的全球首个"液态空气+压缩空气"混合储能示范项目，规模50MW/400MWh，系统效率提升至65%。中国能建在新疆哈密建设的熔盐储热型光热电站，储热时长达12小时，可实现24小时连续发电。

  （7）混合储能系统：国能大柴旦100万千瓦风光储项目200MW/800MWh配套储能电站整合了7种技术路线：集中式和高压直挂式磷酸铁锂电池、钠离子电池、半固态磷酸锂电池、钛酸锂电池、全钒液流电池、超级电容、磁悬浮真空飞轮储能。国家能源蓬莱发电有限公司101MW/205MWh储能电站项目实现了磷酸铁锂电池、钠离子电池、全钒液流电池、飞轮4种技术路线的融合。南网科技开发的"超级混合储能系统"将锂电池的能量密度与超级电容的功率密度优势结合，响应时间小于50ms，已应用于多个电网调频项目。

  （8）智能化运维系统：远景能源推出的"方舟"能源管理系统，通过数字孪生技术实现储能电站全生命周期管理，可提前24小时预测电池故障，减少非计划停机70%。金风科技开发的"能管+"平台整合了天气预报、电力市场报价、负荷预测等功能，可自动生成最优充放电策略，提升储能收益20-30%。宁德时代推出的"智能预警系统"基于海量运行数据训练AI模型，可实现热失控提前30分钟预警，准确率达99.3%。

表：2025年上半年储能行业代表性新产品与技术突破

  （9）工商业储能爆发：2025年上半年中国工商业储能新增装机1.4GW/3.4GWh，同比增长66.10%（功率）/58.39%（容量）。分布式光伏配储/光储充/用户侧微电网储能等新增装机470MW/1170.7MWh，同比暴增770.21%（功率）/954.92%（容量）。江苏省执行的两部制电价政策，使得工商业储能项目在合理运营下，IRR可达8-12%，投资回收期5-7年。欧洲市场尤为亮眼，预计将新增工商储3.6GWh，同比增速超过60%，在补贴、动态电价等的推广下，欧洲工商储IRR有望达到15%以上，回收期可短至3-4年。

  （10）长时储能商业化加速：2025年7月，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型长时储能技术发展的指导意见》，提出到2027年，4小时以上长时储能装机达到新型储能总装机的30%以上。全钒液流电池系统成本已降至1.8-2.2元/Wh，度电成本0.25-0.3元，接近商业化临界点。压缩空气储能技术进步显著，系统效率提升至65%左右，单位投资成本下降至6-8元/W。熔盐储热技术在光热电站中的应用已趋成熟，储热时长可达12小时以上，度电成本降至0.4元以下。

  （11）光储充一体化：展会数据显示，光储充一体化解决方案已覆盖37%新建社区项目。家庭端"发电-储电-用车"闭环使能源自给率提升至54%，工商业领域通过智能调度降低19%峰谷电价差成本。特别在运输领域，模块化储能系统（如FlexPod）将集装箱装载容量提升至18MWh，物流成本下降13%，有效解决海外项目部署难题。截至2025年6月，我国已建成"发储用一体化"示范项目47个，其中长三角区域储能渗透率突破18%。

  （12）电力现货市场：394号文要求2025年底实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。6月28日，南方区域电力市场启动连续结算试运行，交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，注册主体数量超过22万个。山东省通过拉大储能充放电价差、拓宽储能盈利渠道、降低独立储能运营成本等措施，显著提升了储能项目的经济性。甘肃省发改委关于《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》提出，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。

  （13）安全标准提升：2025年6月实施的《新型储能安全技术规范》强制要求消防系统成本占比不低于5%，热失控预警时间达到30分钟，全生命周期认证体系涵盖500余项安全测试。华东能源监管局发布的《电力与电化学储能电站的本质安全提升工程工作方案》提出，严禁一年内发生安全生产事故的单位参与电化学储能电站建设；2025年底前，对不符合国家储能电池等相关产品及系统的强制性标准的、不符合消防系统建设要求的，责令立即停止运行；2026年1月起，新建电化学储能电站必须经电池质量抽检、消防系统等验收合格后，方可投入运行。

储能产品的创新浪潮正在重塑行业格局，大容量电芯、长时储能技术、智能化系统成为竞争焦点。随着电力市场化改革深化和安全标准提升，储能产品将更加注重全生命周期价值创造，从单纯设备供应向系统解决方案转变。未来，具备技术纵深与场景适配能力的企业将在激烈竞争中脱颖而出，推动行业从价格战向价值战转型。

四、全球化布局与国际市场拓展

2025年上半年，中国储能企业的国际化步伐显著加快，海外市场成为行业发展的重要增长极。在全球化战略指引下，中国企业不仅实现了产品大规模出口，更在产能布局、技术输出、标准制定等方面取得突破，推动"中国储能"向"全球储能"升级。这一时期的国际化拓展呈现出多元路径和深度参与特征，为行业长期发展打开了新的空间。

  （1）海外订单规模：2025年上半年中国储能企业斩获的海外订单量已突破250GWh大关，较去年同期呈现跳跃式增长。其中，中国企业签订海外战略合作/订单/项目，总规模124.3GWh，占全部订单量的近一半。从区域分布看，中东以35.5GWh的订单规模居首，欧洲、东亚、澳洲紧随其后，南美、北美、南亚等地区也均有斩获。中东市场的爆发堪称上半年最大黑马，2.5GW/12.5GWh电池储能系统项目，创下中国企业在沙特储能市场的单笔订单纪录。比亚迪承建的沙特比沙2.6GWh电池储能项目成为2025年上半年中国储能企业海外最大单笔订单。

  （2）海外市场政策环境：美国对中国商品加征125%对等关税，虽经谈判在2025年4月初宣布降至10%，但政策不确定性已严重冲击依赖中国供应链的美国企业。2025年6月9日，美国储能集成商龙头Powin向新泽西州美国联邦破产法院提交破产申请。Powin的衰落轨迹发人深省：作为最早一批布局储能系统集成的企业，Powin曾凭借深度绑定中国电池供应商的策略快速崛起，然而美国对中国商品加征关税使其陷入无米之炊的困境。这一事件为中国储能企业敲响了警钟：海外市场尤其是欧美发达国家，对产品认证、售后难度、全生命周期追责等要求极为严格。

  （3）国际化合作模式：国内企业通过强强联合实现技术、产能与渠道的深度整合。出海方式也从单纯产品出口，升级为产能合作、技术输出等更高阶形式。蜂巢能源发布的短刀电池储能系统在2025年上半年已获得2.1GWh海外订单，覆盖欧洲、中东非和亚太区域。阳光电源与欧洲能源巨头合作开发"光储充"一体化项目，提供从设备供应到运营管理的全链条服务。宁德时代与泰国国家石油公司(PTT)合资建立储能电池工厂，规划产能5GWh，辐射东南亚市场。海辰储能与美国储能系统集成商签署10年战略合作协议，共同开发北美市场。

  （4）区域市场特点：欧洲市场对家庭储能和工商业储能需求旺盛，且对产品性能、安全标准要求严格。2025年5月，英国共认证近3400套小型储能系统，较2024年同期增长112%，创下MCS有史以来的最高单月纪录。中东市场以大型电网侧项目为主，关注系统可靠性和极端环境适应性。非洲市场离网储能需求增长迅速，对性价比敏感度高。东南亚市场正从单纯的光伏配储向综合能源解决方案转变。北美市场虽然潜力巨大，但贸易壁垒和认证要求构成较高进入门槛。

  （5）海外产能布局：2025年上半年，中国储能企业宣布在海外建立的生产基地达12个，规划总产能超过60GWh。宁德时代在德国图林根州的储能电池工厂投产，年产能达10GWh，主要供应欧洲市场。亿纬锂能在匈牙利德布勒森建设的20GWh储能电池工厂，预计2026年投产。国轩高科在美国密歇根州投资的5GWh储能电池工厂已开工建设。远景能源在西班牙纳瓦尔莫拉尔的储能系统组装厂投入运营，年产能5GWh。这些海外产能布局既规避了贸易壁垒，又提升了本地化服务能力，为中国企业赢得了更多市场机会。

  （6）技术标准输出：中国电力企业联合会牵头制定的《电化学储能电站安全技术要求》国际标准已获IEC立项。宁德时代主导的《固定式储能电池系统安全标准》被多个中东国家采纳。华为数字能源参与的《储能系统并网性能测试方法》成为欧洲市场的重要参考。阳光电源牵头编制的《光储一体化系统设计规范》被东南亚多国采用。这些标准输出提升了中国企业在全球储能领域的话语权和影响力。

  （7）国际市场竞争格局：2024年全球储能锂电池前十企业市占率为88%，2025年进一步提升至93%，且均为中国企业。在314Ah大电芯等高端产品领域，中国企业的集中度更高，几乎垄断了80%以上的市场份额。根据中国化学与物理电源行业协会数据，2025年上半年全球储能系统出货增速超40%，预计达260GWh，带动储能锂电池出货增速将超50%，预计超500GWh。中国企业在全球供应链中占据主导地位，特别是在电芯制造和系统集成环节具有明显优势。

  （8）海外市场风险：海外市场尤其是欧美发达国家，对产品认证、售后难度、全生命周期追责等要求极为严格。部分国家需要产品通过IEC、UL等标准认证后才可进入当地电力市场，且实行周期长达15甚至20年的产品全生命周期终生追责制，追溯风险成本极高。美国储能集成商龙头Powin的破产案例警示中国企业，出海并非遍地黄金，必须充分评估政策风险、认证门槛和本地化服务能力。贸易保护主义抬头、地缘政治紧张、知识产权纠纷等也是中国企业海外拓展面临的主要挑战。

表：2025年上半年中国储能企业主要海外订单与布局

2025 年上半年，储能行业在政策洗牌与技术突破中完成阶段性蜕变。随着电力市场化改革深化与全球能源转型加速，具备技术迭代能力、全球化布局深度和生态构建能力的企业将主导新一轮产业变革。未来两年，行业将经历 "产能出清 - 价值重构 - 生态形成" 三阶段演进，真正具备长期竞争力的企业将在 2027 年前后脱颖而出