在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，澜序能源（深圳）有限公司创始人 陈婧怡围绕“欧洲能源资产的收益与前景”的话题展开分享。 欧洲储能资产的宏观狂飙：容量市场驱动下的并网“大年” 2025年欧洲电池运行容量增长超过 6.2GW（较2024年的4.2GW大幅提升），英国以1.7GW的装机量领跑 2025年新增6.2GW，同比2024年超50%；14.1GW通过容量市场锁定长期保底收益；2030年前仍有66.3GW确定性增长空间。 英国（1.6 GW）、意大利（0.9 GW）、保加利亚（0.5 GW）领跑 欧洲储能正经历从“探索期”向“规模化重资产期”的跨越，巨额资本正通过容量市场锁定长周期避险收益 政策性容量市场（CM）：驱动欧洲大储确定性增长 2025年政府财政补贴突破 14 亿欧元，年度招标总容量超 10 GW，为储能投资提供了极强的托底效应 2025年补贴突破14亿欧元，年度招标总容量超10GW，储能成为能源转型的核心资产。 电力市场收益体系：储能资产的四大价值变现维度 容量市场，现货市场，平衡服务市场，频率响应市场 容量市场主导代表：意大利目标与现状的结构性机会 2030年15GW装机目标与1.94GW现状形成的超13GW增量空间，叠加南北失衡带来的天然价差红利 2025 已中标10 GWh BESS 已中标 10 GWh vs 2030目标 50 GWh， 未来5年超过40 GWh 的确定性出货红利；南部光伏富集，储能配套严重不足，南北失衡带来区域价差红利。 南部区域： 光伏富集（2700 MW潜力）（南部光伏 1400 MW 对应储能仅 14 MW）； 北部区域： 光伏（700MW）/ 储能（275MW）发展较平衡。 容量市场主导代表：MACSE锁定 15 年长协保底，开启“底价生存”时代 从单一补贴逻辑转向“全价值叠加”运营，15 年固定收益仅为项目生存的底线 机制定义： 欧洲首个电池储能长期合同方案，提供15年年度保底付款 + 20%辅助服务利润分成。 首轮实测（2025.09）： 中标10GWh，平均时长 6.7小时；加权中标价 12,959 EUR/MWh/年，比限价低 49%-68%。 IRR分析： 仅靠 MACSE 固定收益的回报率仅 1%-4%，必须通过“价值叠加”来提升收益弹性。 意大利MACSE机制评价：底价生存时代与长时储能选择 CM 主导下选择“长时储能”的核心逻辑，从单一补贴逻辑转向“全价值叠加”运营，15 年固定收益仅为项目生存的底线 底价生存时代：零回报换“入场券”，价格体系系统性下移 1. 单一收入逻辑终结： 同质化竞标下，开发商集体接受接近零回报的底价，换取15年合同“入场券”。IRR仅1%-4%，倒逼极致成本控制。 2. Pay-as-bid触发心理博弈： 报价决定收入，而非统一边际价。共同价值型拍卖下，各方因恐惧落标而提前激进压价，导致报价系统性崩塌。 3. 中标价创纪录新低： 报价区间1.2万-1.9万 €/MWh/年（约0.10-0.16元/Wh·年），较上限降低49%-68%。 4. 成本已低于欧洲预期： MACSE项目成本约0.8-1.11元/Wh，显著低于BNEF预测的2028年欧洲水平（交钥匙1.07 + EPC/接入0.49元/Wh）。市场化招标与规模化开发，证明成本仍有巨大下探空间。 5. 容量折算系数（De-rating）的倾斜 ：意大利容量市场根据储能时长设定折算系数。1小时储能仅认定24% 的容量价值，而 4小时为 67%，8小时则高达 90%。这意味着长时储能在容量市场中能获得 2-3 倍于短时系统的收入。 6. 政策与机制诱导： • MACSE 的倾向性：该机制更青睐 6-8 小时的长时项目，通过绩效系数调整提升长时储能的竞争公平性。 • 电网调节刚需：波罗的海电网同步等结构性变革及光伏消纳压力，催生了对 4-8 小时长时调节资源的刚性需求。 7. 经济性与策略取舍： • 单位成本优势：虽然总 CAPEX 高，但长时储能的单位能量成本（€/MWh）通常低于短时系统。 • 功能定位：短时储能倾向于高频辅助服务，而长时储能在容量市场主导下，作为“基石资产”锁定 15 年长协，是降低投资不确定性的核心选择。 辅助服务市场代表：波罗的海（Baltics）三国电网重构下的历史性机遇 电网重构下的历史性套利窗口，超30%的电力进口依赖度引发极高电价波动 时间节点：2025年2月(全面脱离BRELL，接入欧洲CESA系统)2025年4月正式接入PICASSO平台； 物理断裂：瞬时丧失庞大旋转惯性支撑，频率失衡风险激增； 2024年波罗的海地区超过 1/3 的电力依赖进口，存在严重的本土发电不足。 失去惯性 = 暴利机会。 加入PICCASO，打破本国容量天花板，允许跨国 aFRR (自动频率恢复储备) 交易，全面释放欧洲级高阶流动性 单位月度收益： 4-5万欧元/MW 10MW年化预期： 480万-600万欧元 波罗的海现货套利与收益全景 双峰谷两充两放，日均价差稳居 109 欧元/MWh 核心逻辑 ： 典型的“两充两放”模式； 数据支撑： 每天存在明显的双峰双谷特征（早高峰 06:00-10:00，晚高峰 17:00-22:00）； 价格偏离度极大： 早峰偏离度达43%，晚峰偏离度高达66%。 波罗的海辅助服务市场：低竞争、高溢价各品类收益解析 “容量预留收益”与“能量激活收益”叠加模式，实现资产利润最大化 叠加收益Stacking市场代表 容量 + 现货 + 辅助服务，一个都不能少 单一收入来源已无法支撑 200+ €/kW 的年化利润。 德国、法国、芬兰等市场的领先者，同时参与 容量市场、现货套利、aFRR、FCR ，实现全价值栈收割。 交易规则质变:15分钟出清引发"锯齿形"套利狂欢 96个15分钟价格区间 vs 24个时点，“锯齿形”由新能源爬坡+热电联产驱动，长期利好算法交易 波动剧增：日均价差跃升高达20% 日平均价差： 15分钟MTU的调整加剧了市场波动，导致日前交易的平均每日价差上升高达20%，但大部分涨幅源于“锯齿状”走势。 价格趋势： 日前价格中出现了一种小时内“锯齿状”走势，这似乎是由可再生能源发电量增加、火电厂大宗竞价和进口电力驱动的。 对大储的影响： 锯齿状走势为日前交易提供了额外的套利机会，但由于交易量和波动性的变化，长期收益将有限。 96个15分钟价格区间 vs 24个时点，“锯齿形”由新能源爬坡+热电联产驱动，长期利好算法交易 能力需求： 机会窗口被压缩至极短，传统"人工盯盘"或"低频EMS策略"彻底失效。 巨额套利空间只对具备毫秒级响应能力的量化算法敞开大门。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，江西赣锋锂电科技股份有限公司储能系统技术研发 首席专家 丁凯围绕“十五五储能发展的政策基础与战略定位”的话题展开分享。 十五五储能发展的政策基础与战略定位 十五五储能发展的政策基础 十五五储能的战略定位 储能在国家能源战略中的定位演变 已完成从“电力系统的关键环节”到“新型电力系统的核心支柱”的历史性跃升，成为能源转型的关键支点。 储能市场规模分析 “十四五”中国新型储能发展成果 截至“十四五”末，以锂电池为代表的新型储能实现了跨越式增长，锂离子储能累计装机占比由“十三五”末的8.2%增加至“十四五”末的65.8%，占比接近2/3； 截至2025年底，中国新型储能累计装机规模首次突破100GW，达到144.7GW，同比增长85%，累计装机规模是“十三五”末的45倍。 “十五五”中国新型储能市场规模预测 据CNESA预测，新型储能在经历前期爆发式增长后，行业将进入增速换挡期。十五五期间，保守与理想场景下年均复合增长率预计分别为20.7%和25.5%，累计装机规模预计分别为371.2GW和450.7GW，增速虽有所放缓，但增量依然显著。行业正从政策驱动向市场驱动的高质量发展阶段过渡。 储能技术发展趋势 “十五五”及远景年电化学储能技术发展路线 根据工信部发布的《新型储能技术发展路线图（2025-2035 年）》，“十五五” 期间及远景发展阶段，我国电化学储能技术将呈现四大核心发展趋势：电芯向更高能量密度、更长循环寿命升级，系统向更高单舱能量、更高转换效率持续突破。 储能技术发展趋势 十五五期间，储能技术发展预计将呈现五大核心发展趋势：以低LCOS 为核心导向，4h + 长时储能成为主流发展方向，核心性能向单舱更大容量、更长循环寿命进阶，AI 技术与储能技术深度融合，固态电池等前沿技术加速产业化落地。 储能技术发展趋势 低LCOS导向： 实现储能全场景平价商业化的核心标尺； 4h+长时储能： 支撑高比例新能源接入的核心支柱； 高性能指标进阶： 更高能量密度、更大单舱容量、更长循环寿命等； AI+储能技术融合： 实现储能资产价值最大化的智能引擎； 固态电池技术突破： 下一代储能技术的战略制高点。 低LCOS导向 “十五五”时期，是我国储能产业从“政策驱动” 向“市场驱动” 全面转型的核心窗口期。作为衡量储能全生命周期平准化度电成本（LCOS）的核心指标，LCOS 是决定储能产业实现规模化、商业化普及的核心抓手。储能项目具备可持续投资价值的核心前提，是实现全生命周期内度电收益对度电成本的有效覆盖。基于此，“十五五” 期间，行业将进一步聚焦低LCOS 技术与方案的突破，以此推动储能产业市场化盈利模式的全面成型与落地。 4h+长时储能 据CNESA统计，2021-2025年我国新型储能平均配置时长从2.11小时稳步升至2.58小时；2026年起时长提升显著加速，预计2030年累计装机平均时长将达3.47小时。这一趋势明确显示，“十五五”期间长时储能市场需求持续走强，行业正朝着能量时移、系统调节等侧重能量容量的应用场景深度发展。 高性能指标进阶 AI+储能技术融合 精准预测与智能调度 基于AI 技术实现中长期、短期、超短期多时间尺度的新能源出力与负荷需求精准预测，以此为基础，动态优化储能充放电策略，最终实现储能系统的智能化精细化调度。 全生命周期设备管理与智能运维 通过AI 技术实现电芯实时监测、寿命预判与故障提前预警等，全面提升储能电站运维效率，同时助力电站实现无人化、少人化运维，大幅削减全生命周期运营成本，实现电站全生命周期运营管理成本的系统性优化。 辅助电力交易决策 基于AI 算法构建电力现货市场电价与辅助服务需求智能预测模型，精准预测市场价格波动及电网调度需求，赋能独立储能在现货市场、辅助服务市场实现精准套利与收益优化，为独立储能市场化报价策略制定及交易决策提供参考。 固态电池技术突破 技术趋势： 全固态电池：以硫化物为主流；半固态/准固态：聚合物、氧化物、卤化物等多元化发展。 产业链竞争趋势： 当前各主流电池厂商均加快布局固态电池，下游厂商布局也在提速，预计十五五期间，产业竞争趋势将会加剧。 政策趋势： 工信部将全固态电池列为重点攻关项目，并给予60亿研发课题补贴，十五五期间更多配套政策有望陆续落地。 市场趋势： 十五五时期为固态电池研发及验证关键期，预计2028年左右可实现批量出货，2030年逐步实现市场化和规模化应用，市场份额有望逐步提升。 储能应用场景拓展与国内电力市场分析 储能应用场景拓展-算电协同 根据IEA预测，2030年全球数据中心(传统+AIDC)总规模有望达到226GW。储能作为衔接绿电供给与算力需求的核心纽带，是破解算力刚性负荷需求与新能源发电间歇性波动矛盾的关键解决方案。由AIDC爆发带来的新增储能需求，有望推动2024-2035年全球储能行业复合增速从21.3%提升至24.0%，算电协同场景也将因此成为“十五五”期间储能行业最重要的增量应用赛道之一。 储能应用场景拓展-绿电直连 欧盟碳边境调节机制（CBAM）与新版电池法案已明确，仅发电源与生产设施通过物理直连方式供电，方可被认定为合规绿色电力。受此政策影响，为破解欧盟碳关税贸易壁垒，市场对绿电直连的配套需求大幅攀升；而储能作为绿电直连场景的核心支撑环节，预计在“十五五” 期间将迎来市场规模与应用需求的双重大幅增长。 并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅，且上网电量不得超过20%；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。 储能应用场景拓展-混合储能 “十五五”期间，多技术协同、优势互补的混合储能应用场景有望迎来进一步扩容。其中，“锂离子电池+ 液流电池”、“锂离子电池+ 飞轮储能”、“锂离子电池+ 钠离子电池”以及“锂离子电池+ 超级电容” 等主流技术组合的应用规模将持续提升，行业整体将呈现 “长时+ 短时” 场景互补、“低成本成熟技术+ 高成本新技术” 梯度搭配的复合应用发展趋势。 储能参与电能量市场 电力现货市场的实时价格波动，为储能提供了核心的市场化盈利空间。储能可在电价低谷窗口（如午间新能源大发的富余出力时段、夜间用电负荷低谷期）充电储能，在晚高峰等电价高位时段放电上网，通过低充高放的市场化操作锁定峰谷价差收益； 储能主体可在电力中长期市场通过峰谷双向合约交易实现套利收益：低谷时段以电力用户身份，按约定合约价格买入对应周期的低谷电量用于充电；高峰/ 尖峰时段以发电主体身份，卖出对应周期的高峰/ 尖峰电量，通过峰谷合约价差获取稳定收益。 储能参与辅助服务市场 当前储能参与电力辅助服务市场，主要是以调频（二次）、调峰服务为主，华东、华北、广东等负荷中心省份，储能项目的核心收益以二次调频为主；西北、内蒙古等新能源高渗透率省份，调峰服务则是储能项目收益的绝对核心。除此以外，备用、爬坡等辅助服务品类市场规模有限，多以保障性、补充性角色参与市场。 储能参与容量补偿 当前独立储能的容量收益，主要以政策性补偿为主，即按装机容量或充放电量给予专项补贴；未来随着容量电价机制完善与容量市场建成，储能容量收益的实现方式，将逐步向容量电价结算、容量市场交易转型。 中国电力市场发展现状 规则体系成型： 2025 年8 月，随着《电力市场计量结算基本规则》正式挂网发布，标志着我国以《电力市场运行基本规则》为基础，以电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，以信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑，涵盖电力市场各品种、全环节的“1+6”基础规则体系已初步构建完成。 建设节奏加快 ：截至2025 年底，全国28 个省份电力现货市场均已进入连续运行阶段，标志着我国统一电力市场体系初步建成，全国各省电力市场建设进程全面提速。 电力现货正式运行地区： 2025年4月，随着发改委发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，全国电力现货市场建设加速。截至2025年底，我国电力现货正式运行地区共计有7 个，分别是：山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北、浙江； 电力现货连续结算试运行地区： 电力现货连续结算试运行地区有11 个，包括：陕西、安徽、河北南网、辽宁、黑龙江、南方区域（广东、云南、贵州、广西、海南五个地区）、江苏，其中安徽、陕西将于2026 年6 月底前转入正式运行。 电力现货长周期结算试运行地区 电力现货长周期结算试运行地区有12 个，包括：福建、四川、重庆、湖南、宁夏、河南、上海、吉林、蒙东、江西、青海、新疆。 各省份新能源、新型储能参与市场方式 随着136 号文的发布，集中式新能源已全面参与电力现货市场，市场参与模式整体向报量报价方向加速演进；新型储能等新兴市场主体参与现货市场的省份范围持续扩容，目前以自主选择报量不报价或报量报价的参与模式为主。预计至“十五五”末期，随着全国统一电力市场体系全面建成，报量报价将成为各类市场主体参与电力市场的主流模式。 十五五中国电力市场发展趋势 辅助服务交易品种实现扩容 在调频基础上增加备用、爬坡等新品种，实现辅助服务市场与现货市场联合出清，实现资源配置最优。 基本建成全国统一电力市场 2030年，全国统一电力市场目标基本实现，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。 探索建立容量市场 立足我国煤电基础性调节作用与新能源大规模发展的国情，探索建立全国统一规则框架下的容量市场，破解传统电源收益保障难题，保障电力系统长期容量充裕度。 电力市场规则和技术标准基本统一 实现全国范围内电力市场规则和技术标准的基本统一，跨省跨区与省内交易实现联合运行，基本破除省间交易壁垒。 新能源、新型主体全面市场化 新能源、新型主体全部进入市场，通过市场交易形成上网电价，通过价格信号，反映市场真实供需。 十五五储能商业模式分析 独立储能：容量收益+电能量收益+辅助服务收益 随着114号文首次将独立新型储能电站纳入全国统一容量电价机制框架，预计“十五五”期间，独立储能电站将构建起“容量电价保底、电能量交易为核心、辅助服务为补充” 的三大收益体系。其中，容量电价收益将发挥项目收益兜底作用；电能量现货收益，伴随新能源渗透率持续提升带动电力现货市场价差进一步扩大，将成为独立储能电站最核心的收益来源；辅助服务收益则将成为储能电站整体收益的重要补充。 分布式储能：综合能源服务+虚拟电厂聚合 随着部分省份取消工商业固定分时电价政策，预计十五五期间，分布式储能收益将由单一固定价差收益向综合能源服务+虚拟电厂聚合发展。 综合能源服务。 通过峰谷套利、需量管理降低用电成本；通过需求侧响应等增加收益；通过新能源+储能，提高风光等新能源消纳，增加绿电收益和碳交易增值。 虚拟电厂： 作为调节资源，和光伏、可调负荷、充电桩等资源聚合形成虚拟电厂，统一参与电力现货市场、辅助服务市场、需求响应，获取聚合收益。 算电协同+绿电直连+零碳园区 算电协同。 储能推动算力负荷从刚性耗电单元向可调节灵活性资源转型，与储能协同参与电力市场，实现“用电省钱+ 调节赚钱”的双向收益； 绿电直连： 绿电直连+储能，可通过长期购电协议（PPA）锁定低价绿电，提升绿电消纳，降低用电成本； 零碳园区： 依托风光+储能打造零碳园区，全面提升园区绿证交易收益与碳减排资产价值。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

2025年全球储能产业正式迈入百吉瓦时代，能源转型的浪潮推动行业实现规模与质量的双重突破， 中国以 58.6% 的全球新增装机占比持续领跑 ，成为全球储能发展的核心引擎。 从技术迭代的加速突破到市场规模的爆发式扩容，从企业布局的全面升级到资本力量的持续涌动，储能行业正迎来前所未有的发展机遇与行业变革。在“ 2026 全球光伏20 强、中国储能20 强排行榜 ”启动调研之际，我们全面复盘2025年全球及中国储能行业的发展脉络，梳理行业核心亮点与发展趋势，为储能企业、行业投资商、上下游供应商、相关机构等行业参与者提供全面、权威的决策参考，助力行业高质量发展。 全球储能：规模与结构双突破，中国主导供应链 2025年，全球电力储能新增装机达113.3GW/323.5GWh，同比增长48.2%/65.7%，累计装机突破496.2GW，行业增长势头强劲。其中，中国贡献66.4GW/189.5GWh新增装机， 连续四年位居全球首位 ，美国、欧洲分别以22.5GW和15.8GW位列二三位，全球储能市场呈现“一超多强”的稳定格局。 技术路线上 ，锂离子电池仍是主流，占比达92.3%，与此同时，长时储能技术加速突破，液流电池、压缩空气储能、重力储能等技术的商业化进程不断加快，全球新增长时储能项目占比从2024年的12.5%提升至18.7%。钠离子电池技术成熟度持续攀升，头部企业量产电芯能量密度突破160Wh/kg，成本较磷酸铁锂降低20%-25%，为储能行业成本下降提供了新的可能。 在供应链层面 ，中国企业占据绝对主导地位，2025年全球储能电池出货量达651.5GWh，同比增长76.2%，中国企业合计出货614.7GWh，全球占比高达94.4%，从上游材料到下游系统集成，中国企业已构建起完整且具有全球竞争力的供应链体系。 中国储能：市场化转型加速，产业生态日趋完善 在全球储能产业快速发展的浪潮中，中国作为核心力量，呈现出市场化转型加速、产业生态日趋完善的良好态势。截至2025年底，中国电力储能累计装机达213.3GW，占全球43.0%，同比增长54%，其中新型储能累计装机144.2GW，占比提升至67.6%，产业结构持续优化。 2025年全球储能产业正式迈入百吉瓦时代，能源转型的浪潮推动行业实现规模与质量的双重突破， 中国以 58.6% 的全球新增装机占比持续领跑 ，成为全球储能发展的核心引擎。 从技术迭代的加速突破到市场规模的爆发式扩容，从企业布局的全面升级到资本力量的持续涌动，储能行业正迎来前所未有的发展机遇与行业变革。在“ 2026 全球光伏20 强、中国储能20 强排行榜 ”启动调研之际，我们全面复盘2025年全球及中国储能行业的发展脉络，梳理行业核心亮点与发展趋势，为储能企业、行业投资商、上下游供应商、相关机构等行业参与者提供全面、权威的决策参考，助力行业高质量发展。 全球储能：规模与结构双突破，中国主导供应链 2025年，全球电力储能新增装机达113.3GW/323.5GWh，同比增长48.2%/65.7%，累计装机突破496.2GW，行业增长势头强劲。其中，中国贡献66.4GW/189.5GWh新增装机， 连续四年位居全球首位 ，美国、欧洲分别以22.5GW和15.8GW位列二三位，全球储能市场呈现“一超多强”的稳定格局。 技术路线上 ，锂离子电池仍是主流，占比达92.3%，与此同时，长时储能技术加速突破，液流电池、压缩空气储能、重力储能等技术的商业化进程不断加快，全球新增长时储能项目占比从2024年的12.5%提升至18.7%。钠离子电池技术成熟度持续攀升，头部企业量产电芯能量密度突破160Wh/kg，成本较磷酸铁锂降低20%-25%，为储能行业成本下降提供了新的可能。 在供应链层面 ，中国企业占据绝对主导地位，2025年全球储能电池出货量达651.5GWh，同比增长76.2%，中国企业合计出货614.7GWh，全球占比高达94.4%，从上游材料到下游系统集成，中国企业已构建起完整且具有全球竞争力的供应链体系。 中国储能：市场化转型加速，产业生态日趋完善 在全球储能产业快速发展的浪潮中，中国作为核心力量，呈现出市场化转型加速、产业生态日趋完善的良好态势。截至2025年底，中国电力储能累计装机达213.3GW，占全球43.0%，同比增长54%，其中新型储能累计装机144.2GW，占比提升至67.6%，产业结构持续优化。 应用场景方面 ，独立储能新增装机占比63%，较2024年提升2.7个百分点，电网侧与用户侧协同发展的格局已然形成，储能的调峰、调频、备用等核心价值得到充分释放。市场主体方面，企查查数据显示，2025年中国储能相关企业注册量达10.7万家，同比增长17.0%，创近十年新高，华东、华南地区产业集群效应显著，分别占比32.3%和20.3%。 与此同时，行业洗牌也在加速推进，全年约5万家企业退出市场，“强者恒强”的行业格局初步显现。政策与市场的双轮驱动，为行业发展注入了持续动力，国家发改委、能源局联合发布《新型储能高质量发展指导意见》，明确2027年新型储能装机目标200GW，地方层面已有12省份出台独立储能支持政策，容量电价与调峰补偿机制逐步完善，2025年独立储能平均IRR达8.5%-10%，市场化收益的提升进一步激发了行业投资活力。 头部企业引领：技术创新与市场拓局双向赋能 2025年，储能行业重点企业持续加大技术创新与市场拓展力度，引领行业向高质量发展转型。头部企业凭借技术与规模优势，持续巩固市场地位， 宁德时代 作为行业领军者，2025年储能电池销量同比增长29.13%，连续5年位居全球第一，储能系统营收达624.40亿元，占总营收14.74%，同时推出凝聚态电池技术，能量密度达500Wh/kg，并积极布局钠离子电池，计划2026年大规模应用于储能领域。 阳光电源 则在储能系统领域表现突出，全年储能系统营收372.87亿元，同比增长49.39%，占总营收41.8%，全球储能系统出货量超25GWh，海外市场占比达60%，重点布局美国、欧洲和中东等核心市场。除了技术布局，行业重磅签约与产能扩张也频频出现， 阿特斯集团 储能业务在手订单金额达36亿美元，全球储能系统出货量创历史新高。 从上市公司业绩来看，储能业务已成为众多企业的 核心增长极 ，行业业绩分化明显，头部企业的优势进一步扩大。 宁德时代、阳光电源 等龙头企业凭借完善的布局和强大的竞争力，实现了储能业务的稳步增长，与此同时， 欣旺达、锦浪科技 等企业的储能业务也实现爆发式增长，其中锦浪科技储能业务同比增长185.31%，组串式储能逆变器出货量大幅提升，科力远则凭借战略转型，储能业务同比增长1700%，扣非净利润增长1516.64%，成为行业内的黑马。这些企业的业绩表现，也充分反映了储能行业的强劲发展势头。 2026 全球光伏 20 强、中国储能 20 强排行榜调研正式启动 当前，霍尔木兹海峡封锁危机持续发酵，全球能源供应陷入严峻紧张局面，能源安全保障面临巨大挑战。在此背景下，储能作为新能源电力的“压舱石”，其稳定供电、调峰补枯的核心价值愈发凸显，不仅迎来了更为迫切的市场刚需，更倒逼行业探索出更具经济性、更贴合实际应用场景的技术落地方案，为缓解全球能源紧张、保障能源安全提供了重要支撑。 站在时代的转折点，储能行业正从高速增长向高质量发展转型，技术创新、成本下降、市场扩容与格局重塑成为行业发展的核心关键词。为全面盘点中国储能中国储能行业发展成果，客观评估企业综合实力，搭建行业交流与合作的桥梁， 2026 全球光伏20 强、中国储能20 强排行榜调研工作正式启动 ！ 本次 2026 中国储能20 强 将产生 2026 中国储能企业20 强（综合类）、2026 中国储能电池企业20 强、2026 中国储能系统企业20 强。 最终形成具有行业影响力的权威榜单。本次排行榜将为储能企业、行业投资商、上下游供应商、调研机构等提供重要的参考依据，助力行业资源优化配置，推动储能产业实现更高质量的发展，欢迎相关企业积极参与调研，携手见证储能行业新征程的开启。 当黎巴嫩的光伏板冲破战乱与匮乏，撑起一座城的生存希望；当欧洲将户储作为能源危机的第一替代方案，以户储之力筑牢能源安全防线；当中国能源企业以核心技术、过硬品质与责任担当，为全世界竖起能源安全屏障，我们清晰看到，能源新技术、新势力正冉冉升起，为世界能源安全保驾护航。这股力量彰显着中国品牌的底气与担当，更承载着人类对稳定能源的向往，相信中国品牌终将在全球能源变革中，为世界能源安全注入持久中国动能。 2026 全球光伏20 强排行榜 NO.12026 全球光伏企业20 强（综合类） *依据为企业2025年度全球光伏相关项目、产品及服务等营业收入（百万） NO.2 2026 中国光伏企业20 强（综合类） *依据为企业2025年度全球光伏相关项目、产品及服务等营业收入（百万） NO.3 2026 中国光伏电站投资企业20 强 *依据为企业2025全年度的全球光伏电站投资并网装机量（兆瓦） NO.4 2026 中国光伏电站EPC 总包企业20 强 *依据为企业2025全年度的全球光伏电站并网装机量（兆瓦） NO.5 2026 中国光伏组件企业20 强 *依据为企业2025全年度的组件全球出货量（兆瓦） NO.6 2026 中国光伏逆变器上市企业15 强 *依据为各上市企业（包含上市公司主体及其子公司）2025全年度的逆变器全球出货量（兆瓦） NO.7 2026 中国光伏支架企业20 强 *依据为企业2025全年度的支架全球出货量（兆瓦） 备注：排行榜营业收入计量以人民币计价（汇率采用当地货币与人民币在2025年12月31日的汇率） 2026 中国储能20 强排行榜 NO.12026 中国储能企业20 强排行榜（综合类） *依据为企业2025全年度储能相关项目、产品及服务等营业收入（百万） NO.2 2026 中国储能电池企业20 强排行榜 *依据为企业2025全年度的储能电池销量（MWh） NO.3 2026 中国储能系统企业20 强排行榜 *依据为企业2025全年度的储能系统装机量（MWh） 联系我们 ABOUT US 2026 全球光伏 20 强排行榜申报及会务咨询： 周女士： 18651953272 邮箱： 772813695@qq.com 2026 中国储能 20 强排行榜申报及会务咨询： 刘女士： 13584535579 邮箱： 343856673@qq.com

【阳光电源：未来三年储能的整体装机规模会增加 预计增速在30%—50%之间】 阳光电源4月27日在电话会议上表示，碳酸锂价格等原材料价格上涨，项目端的收益是受到挑战的，对中小型项目影响不大，因为这些项目有可能敏捷的传导成本，对特别大的项目有抑制作用。总体来说，未来三年储能的整体装机规模还是会增加的，预计增速在30%—50%之间。(金十数据APP) 【USGS：阿巴拉契亚的锂矿足以满足1.3亿辆电动汽车的需求】 美国地质勘探局（USGS）的最新研究表明，美国东部的阿巴拉契亚地区蕴藏着足够的锂，足以让美国在未来几个世纪内减少对进口的依赖。研究显示，覆盖缅因州、新罕布什尔州和卡罗来纳州的这片区域蕴藏着约230万吨尚未被注意到的且具有经济开采价值的锂矿。这些锂矿足以满足1.3亿辆电动汽车或160万个电网级电池的使用需求。若以去年美国进口的锂矿数量来计算，这些储备可以替代328年的进口。(金十数据APP) 【固德威：Q1净利润环比增长84% 境外逆变器及储能电池销售额与毛利额显著提升】 固德威公告，2026年第一季度实现营业收入23.61亿元，同比增长25.42%；归属于上市公司股东的净利润为1.01亿元，上年同期亏损，同比扭亏为盈。业绩变动主要系本期境外逆变器及储能电池销售额与毛利额显著提升。(金十数据APP) 【维科技术：公司钠离子电池营业收入占主营业务收入2.64% 毛利率为-43.36%】 维科技术发布股票交易风险提示公告，截至2025年12月31日，公司钠离子电池营业收入占公司合并报表的主营业务收入比例为2.64%，毛利率为-43.36%。电池行业龙头企业规模优势、技术壁垒突出，本公司整体产能规模、研发投入、与行业头部企业存在较大差距；在技术迭代、规模化生产等方面不具备领先优势，在行业资源集中化、头部集聚加剧的趋势下，公司后续市场拓展与份额提升存在较大压力。(金十数据APP) 【国务院国资委：接续发力新能源汽车、人工智能等重点领域，推动新兴产业发展更加“积厚成势”】 《学习与研究》刊发国务院国资委党委署名文章表示，“十五五”时期，必须着眼开辟增长“第二曲线”，因企制宜、统筹施策，推动新旧动能顺畅有力接续，加快打造一批引领未来竞争的新兴支柱产业，更好支撑构建以先进制造业为骨干的现代化产业体系。文章提出，要统筹好传统产业转型和新兴产业发展。一方面，坚持智能化、绿色化、融合化方向，深化拓展“AI+”行动，加力实施技术改造和设备更新，狠抓重点行业节能降碳改造，推动传统产业转型进一步“提速增势”。另一方面，按照“领跑一批、赶超一批、培育一批”的思路，基于企业资源禀赋和产业基础，坚持差异化布局，进一步巩固新能源、航空航天等产业优势，接续发力新能源汽车、人工智能、新材料等重点领域，超前培育量子信息、核聚变、低空经济等前沿赛道，推动新兴产业发展更加“积厚成势”。(金十数据APP) 【广东：加大对汽车、家电等大宗耐用消费品以旧换新支持力度】 《广东省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》正式发布。其中提到，大宗消费更新升级行动。推行“财政补贴+企业让利+金融赋能”模式，加大对汽车、家电等大宗耐用消费品以旧换新支持力度，持续实施“广东优品购”等促消费政策。实施汽车置换更新、报废更新政策，鼓励有条件的地市发放汽车购新补贴。拓展汽车改装、租赁等后市场消费。加快汽车、电子产品、家电家具等回收体系建设。积极稳妥有序推进新模式下的城中村改造，扩大保障性住房供给，更好满足住房消费需求，(金十数据APP) 相关阅读： 3月电池材料进出口数据出炉 锂辉石进口再创新高 碳酸锂同比连增【SMM专题】 2027年前瞻：北京车展的固态电池信号【SMM分析】 【SMM分析】近期锂电回收事件新进展：4.20-4.24 从“钠电拓界 固液赋能”发布会看德赛电池固态电池布局【SMM分析】 SMM：未来十年全球锂电回收市场预测展望 长期来看回收在钴锂供应中占比提升 SMM：2026到2030年全球储能市场需求将逐年攀升 储能将成锂电池重要增长极 【SMM分析】2026年3月中国锂辉石进口量再创新高 达83.74万实物吨 【SMM分析】4月27日碳酸锂现货价格震荡上涨 4个月4N80吨硫化锂 成都汉普亿轩固态电池布局项目落地【SMM分析】 【SMM分析】储能定价机制重构：从单一材料到多成本因子的传导路径分析 【SMM分析】中国新能源车市：2026年是从规模扩张走向盈利质量的关键转折 法国SAFT固态电池布局 聚焦IDOLES项目【SMM分析】 【SMM分析】负极材料借电芯技术东风实现赛道升级 【SMM分析】上下游多空博弈 电解液市场止跌企稳 钴系产品价格多持稳 电解钴、硫酸钴报价延续阴跌 拐点何处寻？【周度观察】 【SMM分析】碳酸锂供需格局重构：政策红利与资源约束下的产业链变局 【SMM分析】碳酸锂一季度"N型"震荡：上下游博弈下的紧平衡格局 专家观点：欧阳明高院士2026固态电池务实路线拒绝冒进【SMM分析】 屏安新能源中试线建成 固态电池布局加速【SMM分析】 【SMM分析】能量密度需求爆发 硅碳负极扩产按下 “加速键” 法国SAFT固态电池布局 聚焦IDOLES项目【SMM分析】 【SMM分析】钴市场继续分化运行，产业成本倒挂严重 【SMM分析】三元正极下游提货情绪平淡

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026（第十一届）新能源产业博览会-锂电池回收产业论坛 上，SMM锂电回收首席分析师林子雅围绕“未来十年全球锂电回收市场预测展望”的话题展开分享。她表示，随着锂电池退役潮的临近，SMM预计，2024年到2035年，全球理论锂离子电池回收量有望以48%的复合年均增长率增长。2025年到2026年，全球锂资源类别结构中，预计回收占比将持续提升，将从2026年的8%提升至2035年的20%左右；全球钴资源类别结构中，预计回收占比将从2026年的12%提升至2035年的18%左右。 全球镍钴锂行情分享 印尼拥有全球最大的镍储量，在2025年约占全球总量的42% 据SMM了解，印尼拥有全球最大的镍储量，年产能在100万金镍吨之上，澳大利亚、加拿大、俄罗斯、巴西、菲律宾、新喀里多尼亚等地镍年产能均在10~50万金镍吨之间。 硫酸镍：原料新项目陆续放量供应走松，以销定产策略下成本支撑为价格主线 据SMM分析，短期来看，2026年中间品供应随新项目投产下半年或将走松，叠加远期镍价弱基本面带来的弱势运行预期，镍盐生产成本支撑将逐步走弱；从下游需求来看，尽管可能有季节性需求复苏，但2026年全年三元前驱体受铁锂挤占影响增量整体相对受限；供应端，随着部分企业扩产计划和新投项目逐步完成建设，预计硫酸镍将逐步进入供需偏宽松状态，价格整体呈高开低走趋势。 长期来看，供应端，硫酸镍新投项目的持续放量会支撑硫酸镍供应量持续走阔。从需求端来看，由于下游磷酸铁锂市场持续挤占三元市场，需求增速预计难以消化硫酸镍的过剩产能，市场整体预计维持供需过剩格局。成本端来看，随着海外原生料MHP不断投产及释放产能，预计一体化MHP将维持成本优势，而高冰镍成本则将受火法矿价格支撑逐步走高。 预计后市整体硫酸镍供需格局预计相对偏宽松，价格底部受生产成本支撑。 钴资源分布情况 据SMM了解，2024年全球原生钴资源量总计29.9万金吨，其中刚果金资源量占比高达72%左右，印尼钴资源量占比在12%左右。 钴原料供应：铜钴矿生产持稳，镍钴矿和锂电回收将是未来重要增长点 SMM对2024年-2030年全球原生与再生钴供应作出回顾与展望，SMM预计，2025年到2030年，全球钴供应将以8%的复合年均增长率增长。 分供应来源看，铜钴矿未来产出预计保持稳定，镍钴矿和锂电回收将是未来钴原料供应的重要增长点。 分地区来看，预计2030年，来自印尼的原生钴供应量占比将从2024年的12%提升至31%左右。 中国电池级碳酸锂与电池级氢氧化锂价格回顾 2026年1月下旬-2026年2月下旬： 2月国内碳酸锂现货价格呈现先跌后涨态势，月度均价（14.96万元/吨）环比下跌3.5%。月初下游材料厂节前备库，但多采取逢低采购策略。中旬下游企业对节前的备货基本结束，多数转为谨慎观望。供应端，上游锂盐厂散单出货意愿持续偏弱，惜售挺价情绪明显，仅在价格高位有少量出货行为。 2月上旬，受宏观政策带动，锂价整体下行。氢氧化锂冶炼厂出货意愿略有增强，但仍维持挺价情绪。节前政策预期提振市场情绪，叠加2月交易时间所剩不多，月度均价基本确立。下游材料厂询盘虽有增加，但备货相对充足，叠加部分三元材料企业进入检修，原料紧缺有所缓解，三元厂采购多围绕月度均价进行。春节期间市场平稳，交投明显降温，氢氧化锂因危化品属性，运输几乎停滞，市场进入季节性静默期。节后因前期备货较足，叠加3月订单回暖符合预期，整体采买回温有限。整月来看，在1月高位价格下，氢氧化锂上行空间有限，后劲不足，全月维持宽幅震荡。 中国贡献碳酸锂主要增量：行业资源一体化程度逐步加深，长期回收占比预期增大 SMM对2023年到2030年全球碳酸锂产量作出预测，预计2026年同比2025年碳酸锂产量将同比增长36%左右，2027年到2030年，全球碳酸锂产量复合年均增长率在17%左右。其中中国贡献了主要的碳酸锂增量，预计2026年中国碳酸锂产量占比在74%上下。 SMM预计，2026年到2027年，全球碳酸锂市场将维持小幅供应过剩的态势。 分原料来源来看，长期来看，SMM预计回收占比预期增大，2025年到2030年，回收所占的比例将从2025年的7%增长至18%左右。 全球锂电回收市场规模展望 全球理论锂离子电池和可回收金属量 目前，退役电池主要来自产间废料；2028年后，报废电池中理论可回收金属量将逐步超过产间废料量 SMM预计，全球来自社会退役电池中的理论可回收金属量在2024年到2030年有望以44%的复合年均增长率增长；相比而言，来自产间废料和库存退役的可回收金属量增速则明显不及社会退役的数量。 金属新周期开启：退役潮临近，原生与再生冲突，资源闭环形成 随着锂电池退役潮的临近，SMM预计，2024年到2035年，全球理论锂离子电池回收量有望以48%的复合年均增长率增长。 2025年到2026年，全球锂资源类别结构中，预计回收占比将持续提升，将从2026年的8%提升至2035年的20%左右；全球钴资源类别结构中，预计回收占比将从2026年的12%提升至2035年的18%左右。 中国回收产业现状剖析：产能、产量及现阶段利润情况 废料回收价格行情回顾及分析 据SMM分析： 湿法回收方面： 从数据整体来看，2月初，各品类黑粉价格受碳酸锂价格持续下跌影响而小幅下跌。但随着时间逐渐靠近月中旬，上下游回收企业开始逐步进行春节备库，叠加碳酸锂价格有所回调，黑粉成交重心逐渐上移。在春节结束至2月底，当周市场因仍有部分企业放假，叠加春节后大家不着急备货，想以观望为主，市场成交冷清，价格暂稳。 梯次回收方面： 2026年2月梯次利用B品电芯市场整体呈价格持稳态势。成本端，原材料价格维持高位，为梯次电芯价格提供了较强支撑；供应端，受春节前企业调整出货节奏影响，市场流通量有所收缩；需求端，下游备货需求在节前集中释放，阶段性拉动了市场交易。 锂钴产品价格波动与黑粉供需博弈，锂电黑粉市场利润及产量的连锁反应 SMM对比了 外采电芯生产电池黑粉 利润情况，据SMM分析，2月，外采三元软包电芯生产黑粉利润先抑后扬，月内多次陷入负值，盈利空间明显收窄，仅在月末短暂回升，多数时段仍处低位。这主要受碳酸锂价格波动及三元废料供应阶段性收紧影响，成本端压力持续压制利润，月末随市场情绪回暖才短暂回升。成本端，2月碳酸锂价格波动加剧，全月整体下行，尤其月末跌幅明显；硫酸镍价格虽区间波动，但整体小幅下行；硫酸钴价格则保持平稳运行。在碳酸锂下行、硫酸镍小幅走弱及硫酸钴持稳的原料走势带动下，三元、钴酸锂、铁锂黑粉成本端压力有所缓解，不同品类黑粉利润的结构性分化特征进一步凸显。 打粉企业黑粉产出量方面： 据SMM统计，2月打粉企业黑粉产出量为33,828吨，较1月有所回落。春节假期期间，下游企业进入停工休整阶段，废料回收及流通节奏明显放缓，原料供应阶段性收紧；同时，湿法冶炼企业为应对假期调整生产计划，整体开工率有所下降，共同推动产量出现小幅下滑。分品类看，铁锂黑粉仍依托较大的废料基数优势，保持主力生产规模；三元黑粉受企业节后复工节奏调整影响，产量占比基本持平；钴酸锂黑粉则因钴价高位波动、纯钴回收企业开工率偏低，叠加原料供应阶段性收紧及需求阶段性回落，产量出现小幅下降。 2026年2月，随着时间进入春节和企业的备货结束，湿法厂采购量及开工率均有所下滑 据SMM统计，2月市场采购量级为2.77万吨，环比降低约25.9%，市场相对冷清。多数上游打粉企业选择春节时正常放假，并且放至元宵节。下游湿法企业则呈现两级分化情况：部分湿法回收企业趁春节放假检修，部分湿法回收企业受下游需求驱动春节也不间断生产。 展望后市，SMM预计，3月多数回收企业受下游动力及储能的需求增加，叠加春节去库后库存水位偏低，采购量将环比大幅上涨。目前预计3月市场采购量级为3.9万吨，环比上涨约39%。 随着回收料相比原料更具经济效益，使用黑粉生产镍钴锂盐企业的占比逐渐提升 根据SMM调研，2026年2月国内回收市场回收料硫酸镍总产量4,675金吨，其中回料硫酸镍（除黄渣）3665金吨，占比约78%。 预计2026年3月回料硫酸镍总产量为5630金属吨，多数客户在春节结束后，受需求增加的影响持续增加回收盐类排产；而国内市场2月硫酸钴总产量为4707金吨，其中回料硫酸钴为1130金吨，占比约24%，环比下跌约11%，预计2026年2月回料硫酸钴总产量为1325金属吨。 国内回收市场2026年2月回收料碳酸锂总产量7,630吨，占碳酸锂总产量约9%，产量环比下跌约20% ；其中狭义黑粉碳酸锂产量6,780吨，占碳酸锂总产量约8%，环比降低约21%。预计2026年3月回收料碳酸锂总产量将随需求复苏而环比上涨。 2026年外采黑粉利润：湿法端三元端的市场表现优于铁锂 据SMM分析， 三元黑粉及钴酸锂黑粉利润： 2月，钴酸锂端，由于硫酸钴其他原料价格高昂，诸多硫酸钴企业转向用黑粉生产再生硫酸钴，再生硫酸钴的供应占比在硫酸钴总产量中也逐渐抬高，需求的提高也带动钴酸锂黑粉价格抬升，并出现成本倒挂的现象；三元端，2月镍钴锂价格中，锂盐价格重心呈上升趋势，镍盐及钴盐价格振荡运行，因此三元端利润也振荡运行，但整体仍高于盈余线之上。 铁锂黑粉利润： 2月，在铁锂黑粉供应相对宽松的情况下，铁锂黑粉的价格基本与碳酸锂价格强相关。且随着期货价格与现货价格关联越来越紧密，多数铁锂回收企业开始逐渐引入新的计价方法：即用碳酸锂期货价格倒扣加工费并计算收率，倒推出相应的铁锂黑粉价格。本月铁锂利润也受锂盐价格影响而变动，但整体仍位于盈余线之下振荡。 海外黑粉价格及政策分析 FOB韩国及马来西亚三元黑粉系数回顾 据SMM分析， 2026年2月FOB韩国三元黑粉： 2月FOB韩国三元极片粉镍钴系数：113.9%，环比上涨8.4% 。本月系数整体呈现高位震荡态势，由月初的115.5%小幅回调至113%并企稳，月末微调至114%。前期春节备货引发的恐慌性上涨情绪有所降温，市场回归理性；但由于前期高价订单支撑以及实质性的原料紧缺，价格并未出现明显回落。 2026年2月FOB马来西亚三元黑粉： 2月FOB马来西亚三元极片粉镍钴系数： 69.5%，环比下行4.3%；2月FOB马来西亚三元极片粉锂系数：68%，环比下行5.3% 。本月的马来西亚极片粉系数较上月整体回落主要系中国与马来西亚双边春节长假的共同影响，区域内工厂停工、物流停滞，导致2月市场交投陷入停滞。 全球锂电回收企业-电池预处理产能现状 SMM对2022-2026E全球锂电回收打粉预处理产能及产量作出回顾和预测，预计2026年全球锂电回收打粉预处理产量有望同比2025年增长35%左右。 电池预处理产能方面，据SMM统计，美洲在2025年电池预处理产能约为22.8万吨；欧洲2025年电池预处理产能约为23.2万吨；亚洲2025年中国电池预处理产能约为230万吨，日韩电池预处理产能约为22.9万吨。 全球黑粉产出量方面，中国占比最为可观，SMM预计2026年全球未破碎料产出中，中国占比将在71%左右，欧洲占比在10%左右。 全球锂电回收企业-黑粉产量现状 SMM对2022年到2030年全球锂电回收黑粉产量作出回顾与预测，数据显示，2025年全球锂电回收黑粉产量在66万吨左右，SMM预计，2025年到2030年，全球锂电回收黑粉产量有望以31%的复合年均增长率增长，产量将达到250万吨左右，其中磷酸铁锂电池占比较大。 欧洲地区，SMM预计，2026年欧洲地区年度回收黑粉产量相较2025年增长39%左右，北美地区年度回收黑粉产量2026年预计相较2025年同比增长30%左右。 随着全球废旧锂电池数量不断增长，我国已放宽对黑粉进出口的限制，以提高资源回收效率并降低对外依存度；尽管短期影响有限，但从长远来看这将加速国内回收锂产业的发展。 》点击查看 2026（第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，SMM储能分析师 李亦沙围绕“储能产业发展情况解析以及中长期发展预测”的话题展开分享。她表示，SMM预计，2026年到2030年，全球储能市场需求将逐年攀升，储能需求自2026年到2030年将以24%的复合年均增长率增长，预计2030年全球储能市场需求将达到1900GWh左右。储能市场将成为锂离子电池重要增长极。 储能扩张下的供应链隐忧 铁锂占比将持续提升：得益于成本优势与安全性；储能成为锂离子电池重要增长极 SMM对2022年到2030年全球锂离子电池产量作出预测，预计2026年到2030年，全球锂离子电池产量将以17%的复合年均增长率增长。其中磷酸铁锂电池凭借着其成本优势和安全性，预计其未来在锂电池产量中的占比将持续提升。 分终端市场来看，SMM预计，2026年到2030年，储能市场在锂电池需求中的占比将从30%提升至39%左右，动力电池市场占比将从2026年的63%收窄至56%左右，储能成为锂离子电池重要增长极。 全球储能市场回顾与展望 全球储能市场的主要增长区域仍将集中于三大地区：中国、美国和欧洲；受2030愿景影响，中东、澳大利亚和东南亚等新兴地区释放出大储型储能的巨大需求量。 SMM预计，2026年到2030年，全球储能市场需求将逐年攀升，储能需求自2026年到2030年将以24%的复合年均增长率增长，预计2030年全球储能市场需求将达到1900GWh左右。 储能向上穿透：材料需求增速与供需缺口全景 SMM预计，2024年到2030年，全球锂离子储能电芯的产量将以34%的复合年均增长率增长，磷酸铁锂电池的需求量占比将在23%-38%左右；其中硫磺作为磷酸铁锂的成本端，SMM预计到2030年硫磺的供应缺口将在420万吨左右，硫磺供应紧张的情况将推高磷酸铁锂的成本。 储能已大到重塑需求结构，硫磺是隐形瓶颈，碳酸锂紧平衡下长协即战略。 储能主要原材料短期供需格局 SMM对储能主要原材料——磷酸铁锂、人造石墨、电解液、隔膜的2026 年2月到2027年2月供需情况作出预测： 磷酸铁锂方面，SMM预计，2026年磷酸铁锂市场将呈现小幅供应过剩的态势，在2027年，供应过剩的局面将有所放大。 人造石墨方面，SMM预计2026年人造石墨市场将呈现小幅供应紧张的态势，这一情况将在2027年加重，预计2027年人造石墨供应紧张的态势相比2026年有所增加。 电解液和隔膜板块，SMM预计，2026年到2027年，这个两大板块供需格局将呈现供应紧平衡的态势。 国内碳酸锂2月产量因集中检修且工作日天数缩短而大幅回落；3月随着锂盐厂复产叠加新增产量的持续稳步爬产增量明显 据SMM统计，2026年2月，国内碳酸锂产量因冶炼厂集中检修，加之工作日天数缩短，2月碳酸锂产量大幅回落；3月随着春节假期过后锂盐厂逐渐复产叠加新增产量的持续稳步爬产，产量增长明显。 而目前，津巴布韦锂精矿出口禁令仍在扰动市场，SMM假设情景：短期内恢复锂精矿出口（全年呈现小幅累库紧平衡）。津巴布韦相关矿山企业重新申请出口许可证，审批流程预计耗时两个月，并于5月恢复锂精矿出口（考虑约2个月船运周期）。目前中资锂盐厂矿石库存（含在途）约可支撑两个月生产，因此实际生产影响将主要集中在5月至7月。SMM预计，碳酸锂市场全年供需维持紧平衡。 储能收益结构演进 中国储能政策环境分析 当前国家出台系列政策推动储能市场由商业化初期向全面市场化发展，构建高效市场机制推动市场可持续盈利是政策重点；电化学储能是推进储能商业化进程的核心落脚点，发电侧及电网侧是核心场景 电网侧-盈利机制——容量补偿 现货市场基础逻辑：时间套利叠加位置套利 储能既能通过时间套利赚取价差，又能通过位置套利（缓解拥堵）。2025年随着各省市的电价政策出台，峰谷电价差较2024年收敛。 储能原材料变化与IRR 储能定价机制演变：碳酸锂价格走势与联动模式的三阶段重构 原材料上涨对国内储能项目规模的影响 海外供应链布局与全球产能协同 政策壁垒重构：产能出海时代拐点 据SMM分析，IAA（欧盟加速工业法案）与OBBA（大而美法案）都是"柔性壁垒"而非简单禁止。区别在于，IAA原产地规则只在公共采购和公共支持计划中生效，私人和商业市场不受限制；中国产品在私人市场仍可销售，只是无法进入受制度保护的公共项目市场。两者在约束对象、作用机制和节奏上存在差异，应对策略也因此不同：应对IAA需要满足欧盟原产地规则，应对OBBA则需满足FEOC合规架构设计。 储能出海“双轮驱动”：产能全球化布局+ 海外订单爆发式增长 据SMM分析，全球能源转型加速， 海外储能市场需求进入高速增长通道 ，欧洲、中东、澳洲等区域大型项目密集释放，为订单增长提供了广阔的市场空间。 中国电芯及储能产品凭借成熟的供应链体系与规模化制造优势，在性能、可靠性与成本控制方面展现出显著的性价比优势，成为海外业主优先选择的供应来源。 部分海外业主在采购谈判中，将中国产品作为压价筹码，用以倒逼本土供应商降低报价，这一策略行为也在客观上推动了中国储能产品的询价与订单落地。 出海模式演变：从终端电芯、集成到上游材料的全产业链协同 出海3.0=电芯领跑+集成跟随+材料补位。谁先完成全链条布局，谁就掌握全球储能定价权。 目前，已经有包括国轩高科、贝特瑞、远景动力、德方纳米，万润新能、新宙邦、容百科技、融通高科等在内的多家国内锂电产业链企业开启海外布局。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，隆基电力运营中心总经理 廖宇围绕“国际化视角下的新能源入市路径研判”的话题展开分享。 到底几充几放？ 氛围升级：给用户场景 闭环链路上的失焦点 欧美市场的本质：让新能源的颗粒度变细变细再变细 共同成功要素：国际领先企业的核心密码其实就是击穿所有政策红利闭环所有失焦点 从硬件中心向生态中心转变： 不再单纯卖设备，而是提供全链条服务。硬件+ 软件+ 交易工具。虚拟电厂聚合+ 交易商竞争。 深度参与电力市场 主动帮助用户参与市场、获取收益。不仅仅是提供设备，而是运营伙伴。实时市场信号解读与自动交易赋能。 技术与商业模式的融合 技术创新服务于商业收益。高温电芯支撑高频交易应用。智能算法支撑市场决策优化。 对用户痛点的深度理解 解决用户在融资、运营、收益上的核心困难。理解全球市场多样性与复杂规则。降低交易门槛，提升资产流动性。 新能源入市的三个关键问题 现货市场准入： 新能源如何从计划调度转向现货市场交易？如何应对价格波动与偏差考核？ 灵活调节支撑： 虚拟电厂（VPP）如何聚合分布式资源？如何为系统提供调峰、调频等辅助服务？ AIDC 绿电供应： 新能源如何通过PPA等模式支持AI数据中心（AIDC）的高能耗、高可靠性需求？ 运营为王：从数据采集到价值变现-无处不在的光伏+无所不能的储能+无时不刻的交易 国际经验的共同特征与启示 国际经验共同特征 制度设计先行： 通过立法明确分布式能源及聚合商的法律地位和市场准入规则。 市场机制完善： 建立多层次、高频次的现货交易和辅助服务市场，提供清晰的价格信号。 技术支撑到位： 高度数字化的计量、通信和控制体系，保障海量资源的精准聚合与调度。 对中国的核心启示 确立VPP法律地位： 加快出台相关法规，明确虚拟电厂作为独立市场主体的权利与义务。 完善多层次市场体系： 推动现货市场、中长期市场与辅助服务市场的深度融合，优化价格形成机制。 加强技术创新与标准化： 突破资源聚合、优化控制等关键技术，建立统一的接入和通信标准规范。 中国新能源入市存在的主要问题分析 市场机制层面 分布式能源参与市场仍存在制度障碍；现货市场建设进度不均衡，跨省交易受限；价格形成机制不完善，难以反映真实供需； 技术支撑层面 虚拟电厂核心聚合与控制技术尚不成熟；智能计量与双向通信体系覆盖不完整；缺乏统一的接入标准与安全防护规范； 商业模式层面 虚拟电厂商业模式单一，过度依赖补贴；聚合商盈利模式不明确，缺乏可持续性；资源持有者参与意愿受限于收益分配机制。 分布式能源参与现货市场的三种模式 模式一：直接参与 适用规模：> 5 MW 参与方式：作为独立市场主体，直接向交易中心报量报价，自行承担偏差考核。 收益最大化：无需支付中间服务费。 市场风险大：对预测精度和交易能力要求极高。 模式二：聚合参与 适用规模：中小型分布式 参与方式：通过虚拟电厂（VPP）聚合商统一参与市场，由聚合商负责预测与交易。 降低门槛：利用聚合商的技术优势降低风险。 成本增加：需向聚合商支付一定的管理费用。 模式三：价格接受者 适用规模：极小规模 参与方式：不参与报价，仅申报出力曲线，接受市场出清价格。 参与最简：无需复杂的预测和报价系统。 收益被动：完全取决于市场整体出清情况。 AI时代的电力困局：AI的尽头是电力需求到底是什么样的电力需求呢？ 从“要不要”到“怎么要”：重新定义数据中心供电范式 供配电占地面积灾难性增长：IT空间的“反噬” 空间灾难：在超高密度场景下，电力设施占地面积已超过IT面积。如果供配电架构不革命，智算中心将沦为“电力设备存放室”，算力部署效率将面临物理极限。 AI数据中心的国际供电方案借鉴 燃气轮机(首选)： 供电极其稳定，度电成本低，是目前大型AIDC最主流的电源选择。2024年全球新订单58 GW。 光伏+ 储能(重要补充)： 具备绿电属性，经济性好，与燃气轮机形成互补，降低碳足迹。绿电属性+ 经济性 核能(新兴选择)： 零碳、高可靠性，科技巨头正通过SMR（小堆）技术寻求长期稳定供电。科技巨头投入超100 亿美元。 混合供电方案(主流)： 燃气轮机+ 光储+ 电网备用，构建多能互补的高可靠电力供应体系。多能互补+ 高可靠性。 新能源支持AIDC的PPA模式设计 中国新能源支持AIDC的可行性分析 结论：具有较好可行性，但需在供电稳定性、成本竞争力和市场机制上进一步完善。 运维协同与聚合的最高境界：源网荷储的三个调度层次满足颗粒度下沉 秒级：实时控制 针对电网波动与设备突发故障，实现微秒级的快速响应与隔离。 AI 角色：故障诊断 实时分析波形特征，毫秒级定位故障点并下达隔离指令。 分钟-小时：日间平衡 根据日间算力负荷波动，优化储能充放电与绿电消纳比例。 AI 角色：负荷预测 基于模型训练计划，精准预测未来数小时的能耗曲线。 日-周：季节性规划 结合气象预测与电价趋势，制定长周期的能源采购与维护计划。 AI 角色：多目标优化 在成本、可靠性与低碳目标间寻找动态最优解。 直流配电网必要性：效率提升的必然选择 频率的核心是旋转的快慢电压的核心是电感和电容的匹配可靠性迟早与灵活性有一战 总结与展望：新能源入市的未来 新能源全面入市、虚拟电厂规模化发展、支持AIDC绿电供应，是中国能源转型与数字化进程深度耦合的必然选择。 关键成功因素 政策支持：顶层设计与法规完善； 市场机制：多层次、高频次交易体系； 技术创新：聚合算法与智能化计量； 商业模式：多元化收益与价值分配； 人才队伍：跨界复合型专业人才 2027年虚拟电厂调节能力达到2000 万千瓦； 2030年虚拟电厂调节能力达到5000 万千瓦； 2035年建立完整的新型电力系统，实现能源算力深度融合。 新能源全面入市、虚拟电厂规模化发展、支持AIDC绿电供应，是中国能源转型与数字化进程深度耦合的必然选择。这一命题超越碳达峰本身，甚至在碳中和完成之后亦如是。 AI算力的终极瓶颈：构建支撑智时代的新型电力供应体系！ 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，国网江苏省电力有限公司四级专家 牛文娟围绕“新能源全面入市相关政策及影响解读”的话题展开分享。 新能源全面入市的背景与核心意义 一、时代背景 1. 双碳目标持续推进，新能源定位发生根本变化 在“双碳”目标和能源转型背景下，新能源已由传统电力系统中的补充性电源，逐步转向增量主体电源，装机规模和发电占比持续提升，电力系统运行方式随之发生深刻变化。 2. 新型电力系统建设加快，资源配置方式需要同步变革 新能源出力具有波动性、随机性和地域差异，传统计划分配方式已难以适应高比例新能源接入要求，亟需通过市场机制发挥价格信号作用，引导电源、电网、负荷和储能协同优化。 3. 行业发展由规模扩张转向质量效益提升 随着新能源装机快速增长，部分地区已出现消纳压力加大、收益水平下滑、项目同质化竞争等问题，行业发展重点正在由“能不能建”转向“建了以后能不能高效消纳、稳定收益”。 4. 全面入市成为改革深化的必然要求 推动新能源全面参与电力市场交易，有利于建立适应新型电力系统的价格形成机制和资源配置机制，是破解新能源高质量发展瓶颈、提升系统整体效率的重要路径。 二、核心意义 1. 对能源系统的意义 全面入市有助于通过市场价格信号优化电力资源配置，促进新能源与火电、水电、储能、需求响应等资源协调运行，缓解局部消纳矛盾，提高系统运行效率和灵活调节能力。 2. 对产业发展的意义 市场化机制将推动新能源企业更加重视成本控制、预测能力、交易能力和项目质量，有利于倒逼行业由粗放扩张转向精细化运营，促进优质项目和优质主体脱颖而出。 3. 对经济社会发展的意义 新能源全面入市有助于完善绿电供给和价格形成机制，降低绿色电力使用门槛，提升全社会绿色用能水平，为产业低碳转型和全国统一电力市场建设提供支撑。 核心政策梳理与解读 一、政策总体框架 1、 总体导向 核心在于发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好统筹新能源发展、电力系统安全运行与绿色低碳转型要求，推动新能源从保障性消纳为主逐步转向全面市场化配置。 2、主要政策体系 从当前政策布局看，新能源全面入市主要围绕三个方面推进，一是上网电价市场化改革，二是新能源开发与消纳保障机制完善，三是全国统一电力市场体系建设。 3、 政策推进逻辑 整体上看，相关政策呈现出由价格机制改革切入、以消纳保障为支撑、以统一市场建设为平台的推进路径，既关注新能源项目收益机制调整，也关注更大范围内的资源优化配置和市场协同运行。 政策一：新能源上网电价市场化改革 2025年1月 国家发改委 国家能源局《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》（发改价格〔2025〕136号），新能源上网电价改革进一步明确市场化方向，推动新能源项目由原有相对固定的收益模式逐步转向通过市场交易形成价格。 核心内容： 全电量参与市场交易： 新能源项目原则上全电量进入电力市场，通过中长期、现货交易形成上网电价，完善中长期与现货交易衔接机制。 健全价格与收益机制 ：建立新能源可持续发展价格结算机制，通过机制电量 + 机制电价实行差价结算。其中机制电量为保障新能源合理收益的基础电量，机制电价为对应保障价格，以此稳定项目收益预期，合理体现新能源绿色价值与系统调节成本。 存量增量分类管理： 存量项目：平稳过渡，延续既有价格政策，保障合理收益；增量项目：以市场化竞价为主，设置价格区间，规范有序竞争。 强化市场监管 ：加强市场行为监管，防范恶性竞争，维护公平竞争秩序，保障新能源消纳。 政策二：全国统一电力市场体系 2026年2月 国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号） ，全国统一电力市场建设进入加快推进阶段，明确提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源将更加全面、深入地参与市场运行。 建设目标： 全国统一电力市场建设的目标，是打破区域分割和市场壁垒，推动电力资源在更大范围内优化配置，逐步形成统一开放、竞争有序、安全高效的电力市场体系。 关键内容： 相关政策重点包括扩大市场化交易规模，完善绿电和绿证市场机制，推动大型风光基地整体参与市场交易，促进跨省跨区交易机制优化，同时加快破除区域间制度和交易壁垒，增强全国范围内的市场协同。 政策意义： 全国统一电力市场为新能源全面入市提供了更高层级的制度平台，有利于提升新能源跨区域配置能力，促进资源在全国范围内优化流动，也为新能源高比例发展提供更加成熟的市场环境。 政策三：新能源开发与消纳政策 2025年10月 国家发改委 国家能源局《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号） ，进一步强调新能源开发与消纳统筹推进，明确通过完善开发布局、优化资源配置和强化消纳责任，支撑新能源全面参与市场。 核心目标 ：保障新能源高效合理消纳，推动新能源开发建设与电网承载能力、系统调节能力、市场消纳能力相匹配，为新能源全面市场化交易奠定基础、提供运行保障。 关键内容 ：分类推进大型风光基地与分布式新能源有序开发，推动源网荷储一体化和多能互补发展；健全跨省跨区新能源消纳机制，严格落实可再生能源消纳责任权重考核；持续提升电力系统调节能力与资源优化配置水平。 政策意义： 为新能源全面入市提供重要支撑。既有效缓解新能源规模化发展带来的消纳压力，又为新能源在更大范围参与市场交易、实现资源优化配置创造条件。 多维影响与未来展望 一、多维影响 1. 对产业发展的影响 新能源全面入市将推动行业竞争方式发生变化，企业不再主要依赖固定电价和政策保障，而是更加依赖项目质量、成本控制、功率预测、交易组织和运营管理能力。市场化环境下，优质项目和优质主体的竞争优势将更加突出，行业将加快由规模扩张向质量效益提升转变。 2. 对电力系统的影响 新能源全面参与市场交易，有助于强化价格信号对电源侧、负荷侧和储能侧的引导作用，促进各类资源协调运行，提升系统调节能力和运行效率。同时，也将推动中长期、现货、辅助服务等市场机制加快衔接，促进新型电力系统建设不断深化。 3. 对社会用户的影响 随着新能源更深层次进入市场，绿色电力供给将更加丰富，用户参与绿电交易和绿色用能的渠道将进一步拓展。长期看，这有助于降低全社会绿色用能成本，增强绿色电力消费活力，为产业低碳转型和“双碳”目标实现提供支撑。 二、挑战与未来趋势 挑战： 尽管新能源全面入市已成为明确方向，但当前仍面临一些现实约束。 一是市场机制还需进一步完善，中长期、现货、辅助服务等市场衔接仍有待加强； 二是跨省跨区交易壁垒仍然存在，资源大范围优化配置能力仍需提升； 三是储能、需求响应等灵活性资源的商业模式尚不成熟，对新能源高比例入市的支撑作用仍有待增强。 未来趋势： 从发展方向看，未来相关政策将持续完善收益衔接、价格形成、消纳保障和辅助支撑等配套机制，推动新能源市场化改革进一步深化。 同时，行业竞争将由资源竞争逐步转向技术、管理和交易能力竞争，新能源也将更加深度地融入全国统一电力市场体系，实现更大范围、更高效率的资源优化配置。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，中国电力科学研究院碳中和与标准研究所 电力系统碳评估技术研究室主任 刘超围绕“电碳协同研究与探索——分时分区电碳因子”的话题展开分享。 研究背景 在国家“碳双控”政策推动下，碳排放统计核算体系正向着地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹多层级纵深迈进。其中，电力作为能源消费与碳排放的核心载体，电力碳排放因子与电力碳足迹因子因其所蕴含的碳属性成为各类碳核算工作的关键基础参数，是实现碳排放精准核算、强化过程管控、支撑多场景应用的基础前提。 研究必要性 对于设备制造企业而言， 电力碳排放因子与电力碳足迹因子有 助于企业精准核算自身碳排放，实现自身系统化碳管理；量化产品碳足迹，满足客户低碳采购、海外市场准入与支撑绿色认证 ，更是推动企业从被动合规转向主动管理，构建绿色可持续竞争力的战略起点。 电力碳排放因子 电力碳排放因子概念 电力碳排放因子概念最早源于国际能源署（IEA）于1978年提出，是表征一定时间和地理范围内发电量的单位电量二氧化碳排放，通常以千克二氧化碳/千瓦时（kgCO2/(kW·h)）为单位表示。是衡量电力行业碳排放强度的核心指标，也是核算区域、企业、项目等层级电力间接排放的基础。 基于电源地理位置的计算方法 按照地市行政区划计算所属区域内的电源及跨地市净调入电量对应排放，并在此基础上计算各个地市的电力平均排放因子。 基于电源入网位置的计算方法 将骨干电网电力碳排放由省级统筹，按照接入该电压等级地市区域实际下网电量占比进行分摊向各地市分配；骨干电网以下电压等级电力碳排放纳入各地市本地碳排放，分步计算地市级电力平均排放因子。 基于虚拟碳池的电力碳排放因子计算方法 不同省份某年电力碳排放因子计算案例 我国西北、华东及沿海典型省份同年份电力碳排放因子受区域电源结构、装机占比、电网网架及能源资源禀赋差异影响，整体呈现出明显的地理空间分异特征。即便在同一省份同一地市，不同时间也会呈现出明显的异质性， 更精细化的分时分区电力碳排放因子有助于企业掌握更准确的排放数据。 重要应用场景-企业碳管理 企业碳管理是指企业为了应对气候变化、降低温室气体排放、提高能源效率和促进可持续发展，而采取的一系列内部管理措施和策略，具体包括三部分：碳核算管理、碳减排管理和碳资产管理。 重要应用场景-企业碳核查 碳核查是指第三方服务机构对参与碳排放权交易的碳排放单位提交的温室气体排放报告进行核查行为，以确保碳排放单位提交的排放数据有效 。 1. 企业核查结果是确定企业碳排放配额的重要依据，是企业每年完成履约的重要环节，有助于企业履行社会责任， 提高社会形象。 2. 碳核查结果具有核证效力， 是企业进行碳排放权交易的依据， 是参与全国碳交易的必要准备。 3. 碳核查有助于企业建立温室气体排放管理体系，有效管理重排放环节的减排 。 4. 碳核查在组织层面对温室气体排放量进行准确的评价，并进行综合控制和管理，有利于企业的绿色发展。 电力碳足迹因子 “电力碳足迹因子”与“电力碳排放因子”存在一定联系，前者从全生命周期视角量化电力碳排放强度，后者重点关注电力系统运行阶段的直接碳排放强度。电力碳足迹核算方法是一套独立的规则体系，核心要素是需要计入能源上游排放和电力设施/系统的碳足迹，具备可追溯特点。 电力碳足迹测算系统边界 电力碳足迹测算范围包括上游排放（如原料、设备的获取与运输），发电过程中电力生产和输配电过程的排放以及下游排放（如废弃物的处置、拆除回收等），包括产品、工程、系统等多个层级的碳足迹算工作。 电力碳足迹计算方法-系统层级 分析多类型能源发电技术及输配电技术全生命周期碳足迹，梳理不同发电技术和输变电技术材料、能量投入，全面系统地建立生命周期各阶段碳排放清单。结合典型发电系统特征，构建统一核算框架下电力系统生命周期碳足迹计算流程及方法。 电力碳足迹计算方法-设备层级 电力设备在发电系统以及输变电系统均广泛涉及，其产品碳足迹的核算，也是电力碳足迹核算的基础工作。针对核心电力设备产品特点及能源使用情况，建立LCA量化分析模型，提出产品碳足迹量化评估工作流程，明确数据收集与处理的具体要求，制定分配方法与计算原则。 电力碳足迹计算方法-工程层级 提出输变电工程碳排放核算方法，通过梳理输配电工程的分部分项施工工艺，对各项碳排放项目在建设施工中的具体产生方式进行分析，完成输变电工程典型场景及排放源识别，构建面向输配电工程的碳排放递阶模型，逐级汇总合并排放源及排放种类实现其碳排放的精确计算。完成110kV、220kV、500kV、1000kV等全电压等级交流工程和±800kV等典型直流工程碳排放核算。 电力碳足迹因子--国家因子测算 构建输配电碳足迹核算模型，支撑生态环境部完成中国电力碳足迹因子测算工作，形成了我国输配电环节电力碳足迹因子，支撑生态环境部、国家统计局、国家能源局发布2023年、2024年中国电力碳足迹因子，为提升度电碳足迹计算准确性、全面掌握输配电环节碳排放水平提供基础。 重要应用场景-产品碳足迹量化 电力碳足迹因子是开展产品碳足迹核算的重要基础数据，依托该因子开展产品碳足迹精准测算，能够有效支撑出口企业完成产品碳足迹量化与披露，助力企业积极应对国际绿色贸易规则；同时可支撑国内绿色采购政策实施，满足绿色供应链建设与低碳发展需求，为设备制造企业内外协同的绿色转型提供关键数据支撑。 电力碳足迹因子 实验与资质能力建设 实验室概况 建设有国家电网公司新型电力系统碳评估实验室。团队开创性构建国内首个集技术、标准、业务、试验于一体的电力系统碳评估完整体系，建成国内电碳协同领域覆盖方向最全面、数据体量最庞大、技术支撑最有力的一体化实验研究平台。实验室立足电力行业基础支撑优势，推动 “碳” 要素向相关行业及技术领域深度辐射，为国家 “双碳” 目标落地实施提供坚实的科学支撑与实践依据。 中国电科院电工装备产品碳足迹评价系统（CECFP） 中国电科院电工装备产品碳足迹评价系统及数据库(2.0版本)系电力行业内首个符合国际标准规范的可逐级溯源系统及数据库，具有以下特点： 首创分层分级产品碳足迹建模技术，立足生命周期视角，对产品的全流程进行碳足迹量化与评估； 符合ISO 14040、ISO 14044、ISO 14067标准建设； 构建“明确边界—数据清洗—建立模型—计算量化”评价流程，保障规范性与一致性； 研制变压器、电能表、输电杆塔等43类（共70类）电工装备产品碳足迹模型，覆盖一次设备全品类。 具备产品建模、生命周期清单分析、影响评估分析等核心功能； 具备产品碳足迹/生命周期环境评估双项评价能力； 全面支持清单计算法核算产品碳足迹，同时兼容传统排放因子法，符合国际标准要求； 一键生成产品碳足迹评价报告及产品碳足迹证书，高效输出标准化成果； 支持计算结果深度分析，覆盖生命周期清单分析、影响评估分析、贡献度分析等功能； 自动生成电工装备模型图、产品碳足迹网络结构图，模型追溯图等。 中国电科院电工装备生命周期数据库（CELCD） 自研行业首个符合国际规范（ILCD）的可逐级溯源数据库，满足互认需求； 内置3.3万条单元过程数据集，可追溯完整的数据集记录，覆盖核心工业过程（能源、金属、化工、运输、废弃处理）； 已集成Ecoinvent、CPCD，聚焦并打造电工装备专属的组件级、元器件级本土数据库。 环境信息审定与核查机构认可资质 获批国网公司系统内首个环境信息审定与核查机构认可资质，可针对生产制造厂家开展企业碳核查服务。 已完成浙江正泰仪器仪表有限责任公司、福建天宇、山东电力设备有限公司、青岛雷克石电力科技有限公司等多家单位的碳核查报告，支撑企业碳管理体系建设。 结语： 基于数据代表性、科学性、可追溯性等核心原则，进一步扩大电力碳排放因子与电力碳足迹因子测算覆盖范围，丰富案例样本，加强因子数据迭代，提高因子的科学性、准确性、代表性。同时积极探索拓展因子品种与应用维度，深化典型场景应用实践，全面提升因子应用支撑能力。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026 （第十一届）新能源产业博览会-电力市场及能源转型系列论坛 上，能源盒子 创始人、首席分析师 诸葛围绕“2025光储行业回顾与2026趋势展望”的话题展开分享。 整体回顾 2025年光储行业规模稳步增长进入市场化驱动阶段 光储行业发展特征： 行业结构优化： 落后产能淘汰、产品集中度升、头部企业引领； 光储融合加剧： 各类应用场景、光储协同调度； 区域分化加剧： 华东华南主导、西部资源优势； 跨界融合深化： 持续入局光储、拓展发展便捷。 市场全景 光伏行业发展亮点 制造端年产值突破10000亿元；出口总额突破1800亿美元；累计装机突破1200GW；单年新增装机突破300GW；组件出口国家和地区超200个。 光伏装机爆发式增长 2023-2025 年，光伏新增装机规模实现爆发式增长，连续三年突破200GW，2025年我国光伏新增装机316.57GW，同比增长14.05%，截至2025年底，光伏累计装机已达1119.91GW，即将突破1200GW。 2025年光伏新增装机情况 2025年光伏新增装机316.57GW： 地面光伏163.57GW；户用光伏45.95GW；工商业光伏107.06GW。 截至2025年年底光伏累计装机情况 截至2025年底光伏累计装机1199.914GW： 地面光伏666.914GW、分布式光伏533GW、户用光伏205.832GW、工商业光伏327.168GW。 光伏产品出口情况 中国光伏产品出口由高速扩张转向结构调整，组件主导地位弱化，硅片、电池比重提升。 2025年中国储能市场现状 截至2025年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达213.3GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同比增长54%。 新型储能累计装机超过百吉瓦，达144.7GW，同比增长85%，占比较2024年底再次上升11.1个百分点。新型储能中锂离子电池仍占绝对主导地位，占比达96.9%。 2025年中国新型储能装机情况 新型储能新增功率规模接近抽水蓄能累计装机规模(66.76GW)，新增能量规模超过历史累计能量规模(截至2024年底，累计规模78.3GW/184.2GWh)。 新型储能应用场景新增分布 2025年新增投运储能仍然以独立储能和新能源配储为主，独立储能新增装机42GW，同比增长59%，新能源配储新增装机17GW，同比增长37%； 得益于国家与各地政策对工商业储能的大力推动，用户侧储能新增装机约6GW，占比较24年提升2个百分点。 电化学储能装机增长情况 2025年1-12月，电化学储能呈稳步增长态势，全国电力安委会24家企业成员单位新增投运电站525座、总装机47.16GW/134.85GWh，较2024年增长27%。 电化学储能累计投运增长 截至2025年底，累计投运电化学储能电站总功率达109.29GW，较2024年底增长75.9%，总容量达276.22GWh，较2024年底增长达95.4%。 电化学电站应用场景时长分布 从应用场景看，独立储能主要储能时长为2h，占独立储能总功率的71.86%；新能源配储主要储能时长为2h、4h，合计总能量占比达到90.24%；火电配储主要储能时长为1h以下，总能量占比97.89%；工商业配储主要储能时长为2h以上，合计占工商业总能量的99.27%。 磷酸铁锂价格走势 据统计，2025年我国磷酸铁锂产量387.5万吨，同比增幅约为56.2% 磷酸铁锂价格在2022年末达到最高点后，受产能过剩影响，自2023年初开始迅速下跌。24年中旬至25年中旬，价格持续在3万元/吨左右的低点震荡，到2025年底，价格有所回升，最高上涨至约5.5万元/吨左右，近期再次开始回落。 国内储能招中标情况 2025年全国总计招标规模为164.4GW/462.3GWh。 2025储能项目中标数量较2024年略有缩减，但是中标规模仍然大幅增长，合计规模增速超230%。体现出2025年中标项目从“冲数量”到“重质量”的转变。 储能中标价格 政策解读 “十四五”核心政策梳理 2021年： 《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》： 以消纳责任权重为引导，建立保障性并网+市场化并网双轨机制，明确9000万千瓦保障性并网，保留户用光伏补贴，推动风光项目平价上网与高质量跃升发展。 《关于开展分布式光伏发电整县（市、区）推进工作的通知》： 推动分布式光伏发电在县域范围内的大规模应用，促进光伏与农业、建筑等领域的融合发展。 2022年： 2022年6月，国家能源局等9部门联合印发 《“十四五”可再生能源发展规划》 《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》 ：锚定12亿千瓦装机目标，以大基地+分布式并举、消纳+改革+产业+用地协同，全面推动新能源规模化、市场化、高质量发展。 《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》： 以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林四大沙漠为核心，规划到2030年建设总装机约4.55亿千瓦的风光大基地。 2024年： 2024年以来，新型经营主体、绿电直连、虚拟电厂、绿证、消纳调控、集成发展等政策陆续出台。 2025年： 2025年1月，国家能源局分布 《分布式光伏发电开发建设管理办法》 《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》 以市场化定价、公平参与、区分存量增量、政策协同为思路，推动新能源上网电价全面市场化，建立可持续发展价格结算机制，从多方面保障落实，将对新能源行业、电力系统及终端用户产生积极影响。 “十五五”政策规划 136号文项目规定 136号文政策指引改革 新能源发展及电力体制改革的标志性事件： 新能源电价制度： 2009年新能源固定电价制度，2018年新能源平价项目示范，2025年实现无差别全面市场化交易； 电力市场化建设： 2021年燃煤发电上网电价市场化改革；2023年建立煤电容量电价机制；2025年实现火电和新能源全面入市交易。超过80%的电源，电量参与市场。 新型储能政策梳理 取消新能源强制配储 2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》，明确提出“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”。宣告了已实施8年新能源强制配储政策走向终点。 新能源配储的未来 取消新能源强制配储后，虽然短期内会对行业造成巨大冲击，阵痛难以避免，但是长期来看，这将有利于行业健康发展，推动储能行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型，储能项目是否建设将由需求与市场决定，而不是政策强制。部分依赖低价竞争的“低质”企业将退出市场，“技术硬、质量高、经济性好”的企业将获得更大的发展空间。 储能盈利模式重构 2026年1月30日《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）正式落地；全国统一独立储能容量电价基准元/千瓦·年（甘肃最高330元/千瓦·年） 靠峰谷价差盈利→容量电价兜底+电能量收益+辅助服务； IRR稳定在6%-12%。 配储要求升级 3月11日，国家能源局正式发布《关于进一步规范风光储一体化项目并网调度管理的通知》，新规自2026年4月1日起正式实施。 绿电直连政策 2025.5 发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 该通知明确了绿电直连的定义内涵，即风光等新能源不直接接入公共电网，而通过专用电力线路与单一电力用户实现直接连接。 政策要求绿电直连项目新能源年自发自用电量不低于总发电量的60%，占总用电量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%。 “绿电直连”政策的落地及后续各地项目的建设推进，将对新能源发电渗透率持续提升的新型电力系统建设起到重要帮助作用，突破“增量配电业务”限制，将符合要求的已建成新能源发电项目和存量负荷纳入范围，为新能源并网消纳打开了重要的空间。 2025.9 国家发改委印发《关于绿电直连项目输配电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2025〕1192号） 1.明确“按容量计费”原则，下网电量免系统备用费； 2.接入公共电网按容量缴纳输配电费，建立容量电价机制； 3.推行“谁受益、谁负担”费用分摊原则，避免交叉补贴； 4.界定自发自用、下网、上网电量的费用缴纳差异，明确成本核算标准。 虚拟电厂 虚拟电厂的功能定位 虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易 虚拟电厂的定义 虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。 目前，已经有包括四川、贵州、深圳、江苏、上海等地，均在加速推动虚拟电厂的建设。 趋势展望 “十五五”实现碳达峰的决胜期 光储应用场景爆发 数据中心——算电协同；光伏+储能+运维——绿电直供；建筑一体化光伏——BIPV；适配园区、物流中心——光储充一体化。 光伏行动建议 短期： 优先布局虚拟增容与光储配套，对接虚拟电厂； 中期： 打造零碳园区标杆，参与绿电与碳交易； 长期： 构建智能化能源管理平台，实现全链路数字化。 储能技术趋势 储能发展趋势 电芯大容量化、长时化，场站大型化。 产业链竞争焦点从“制造产能”转向“全生命周期技术与服务能力” 装备制造企业： 企业竞争聚焦于长寿命、高安全、低衰减的核心材料与电芯技术 设计企业： 核心价值在于选址、资源评估与测算，确定设计原则； 系统集成商： 基于AI的智能调控、寿命管理、安全预警等软件与算法 运营服务商： 通过聚合与优化策略，在复杂市场规则中实现收益最大化 中国新型储能装机展望 随着“十五五”期间国家与地方刺激政策的出台、储能技术的持续进步、投资成本的不断下降、商业模式的逐渐成熟，未来5年，中国新型储能还将以超过20%的年均复合增速快速发展。 》点击查看 2026 （第十一届）新能源产业博览会 专题报道