根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年5月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计

  相较去年同期，一季度新增装机负增长大多数来源于1月份，经历2、3月的调整期，4月新增装机趋于稳定增长，表前增速更是超55%，新能源“抢装”拉动的储能装机需求在4月份已有所体现。随着5.31节点的临近，5月新增装机规模大幅度增长，功率规模环比+216%；新增装机规模创同期新高，表前储能增速更是超200%。虽然相较2024年同期，用户侧新增装机相对低迷，但是新型储能市场整体预期向好。

  云南11个百兆瓦级共享储能项目投运，以新增投运近2.5吉瓦规模居全国首位，平均储能时长2小时。青海、新疆、内蒙古、山东紧随其后，新增投运规模也在500兆瓦以上。

  图2 2025年5月中国新增运行新型储能项目装机规模排名前十省份（以功率规模计）

  电网侧储能新增装机4.95GW/11.61GWh，同比+219%/+261%，独立储能主导；百兆瓦级以上项目数量占比90%，分布在云南、山东、河北、青海、广西等13省。

  电源侧储能新增装机规模1.22GW/3.77GWh，同比+188%/+213%，新能源配储新增装机占比98%；分布在内蒙古、新疆、青海、河南、江苏等17省，内蒙古新增装机功率规模占比30%，居全国首位。

  用户侧储能新增装机规模150MW/473MWh，功率规模同比-19%，环比-14%。细分场景以工商业为主，数据中心应用在用户侧的占比首次超40%；内蒙古和林格尔数据中心集群绿色能源供给示范项目投运，新增装机功率顶级规模，占比达43%、安徽、江苏紧随其后，排名前三省规模合计占比83%。

  锂离子电池技术主导，新增装机功率规模占比96%。以液流电池为代表的长时储能技术加速应用。吉木萨尔20万千瓦/100万千瓦时全钒液流新型储能项目并网发电，5kW/20kWh硫铁液流储能装置、碱性全钒液流储能装置在在国家电网湖南储能示范工程基地正式并网运行。混合储能技术也在加速落地。采用“磷酸铁锂+飞轮”、“磷酸铁锂+超级电容”、“磷酸铁锂+钠离子电池”、“磷酸铁锂+全钒液流电池”、“磷酸铁锂+固态电池”组合形式的混合储能项目，以及采用“磷酸铁锂+飞轮+超级电容+钠离子电池+钛酸锂+全钒液流电池+半固态电池”复合技术路线的“宽时间尺度多类型构网型储能系统研究”实证项目相继投运。随着多元先进的技术路线规模化应用的加速，新型储能技术经济性提高，未来规模化效应带来的储能装机需求会促进显现。

  短期来看，仅4月、5月新增装机规模已超去年二季度新增装机总量的80%，二季度新型储能新增装机量会持续增长，新增装机有望超过去年同期。主要还是“531”节点新能源抢装及地方政策激励的共同作用。

  长期来看，新型储能参与电力市场面临的不确定性是影响下半年及之后装机的重要因素。

  一方面，一季度各级政府积极推动新型储能参与电力市场，河北、安徽、四川、陕西等多省相继出台政策，允许或鼓励独立储能、虚拟电厂、用户侧储能等新型经营主体参与电力市场交易，传递出积极市场信号。

  另一方面，电力现货市场建设步伐加快，蒙西电力现货市场于2月下旬转入正式运行，蒙东电力现货市场拟于3中下旬启动首次结算试运行，河北南网电力现货市场3月1日启动连续结算试运行。新型储能参与市场化交易尚处于非常初级的阶段，未来可参与的市场品种能否更加多元，收益模式能否更为丰富，尚需等待各省针对136号文的交易细则落地。

  此外，还应看到，今年以来，储能公司竞争依然激烈，储能产业链产品价格整体走低。2小时磷酸铁锂储能系统中标均价0.562元/Wh，环比+4%，同比下降17%，较年初下降12%，降幅均小于4月同期。

  相较储能系统，EPC价格影响因素较多，价格变革波动性更明显。5月，EPC中标均价同比下降28%，环比下降7%，较年初下降10%。上游材料端，受供需失衡，成本支撑下移，以及市场参与者对碳酸锂市场看跌心态等影响，2025年以来碳酸锂价格一路下探。5月底，电池级碳酸锂价格低至6万元/吨，较2024年底下降19%，同比-43%。

  当前，储能经济性困局仍未突破，用户侧盈利模式单一，加之上海、四川、湖南等多省分时电价调整频繁，用户侧储能收益不确定性增加，用户侧投资意愿降低。

  图5：中标项目储能系统和EPC中标均价趋势（2024年1月-2025年5月），单位：元/kWh

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