全球储能电池需求量（GWh）

展现出强劲的增长韧性。随着国内储能项目经济性的提升，全球电力系统对调峰调频需求日益增长，以及AIDC等新兴场景的应用令储能新增需求释放。

据CNESA不完全统计，1-10月国内新型储能新增装机89.3GWh，同比增长91%，同期国内储能招标规模达315.5GWh，同比激增156%，其中10月独立储能招标占比高达92%，标志着市场主流已从“强制配套储能”转向“独立储能”。除了5月份以外，其余月份均保持同比增长。“强制配储”取消后需求并没有预期中的下降，同比增速反而大幅增长。价格方面，今年2小时储能系统均价反复波动中缓慢下降，9月受样本和供应链因素大幅上涨，10,11月均环比下降。

中国储能市场经济性全面提升，同时相关配套政策陆续出台，国内储能装机需求激增。政策层面，国家发展改革委和国家能源局于2025年8月联合印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，标志这我国储能产业正式进入“规模化，市场化，高质量发展”新阶段。地方层面，山东、内蒙古、甘肃等多省份已出台容量补偿政策，其中内蒙古制定较高补偿标准并明确2026年细则，河北、青海等省份跟进落地，有效提升项目收益预期。当前的储能容量补偿机制分为两类：一类是按照有效容量及供需系数进行补偿，以甘肃和宁夏为代表，补偿标准初步设定为330和165元/千瓦·年；另一类则按照实际放电量进行补偿，以内蒙古和新疆为代表。除了容量补偿带来的收益，随着电力现货市场建设推进，峰谷价差套利成为储能核心收益来源，预计2026年起各省新能源将全面参与电力现货市场交易，而新型储能也将通过报量报价或报量不报价形式参与日前现货市场。电力辅助服务也正逐渐成为储能项目的收益来源之一，《电力现货连续运行地区市场建设指引》明确提出健全辅助服务市场体系，推动调频与电能量市场联合出清。储能项目的收益率基本