近日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》，提出到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦（即180GWh）以上，带动项目直接投资约2500亿元。新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。

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》）落地，市场化电价正加速实施，储能商业模型有望建立，改变过去“劣币驱逐良币”的现象，对行业构成实质利好。整体来看，新能源汽车与储能带来的旺盛需求叠加“反内卷”持续深化，锂电板块景气度或持续向好。

近期国内储能热度较高，此前市场预期136号文由于取消强制配储，会影响下半年国内储能需求。但从近三个月来看，招标增速均在100%左右，中标量也保持高增，8月国内储能市场招标规模同比增长超500%，创下历史新高，显著超出市场预期。

据中关村储能产业技术联盟数据显示，截至今年上半年,新型储能累计装机101.3GW,首次突破100GW,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实现跨越式增长。到2030年，我国新型储能累计装机规模保守场景下将达236.1GW，理想场景下超291GW，未来五年复合增长率超20%。

此外，储能商业模型有望建立。9月12日，宁夏发布《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准2026年1月起由100元/KW·年升至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有7-17分的优势，这意味着储能系统成本在0.6元左右时，假使每一度电均存入储能系统再放出，仍相对煤电有价格优势，新能源结合储能的竞争优势已逐步显现。

当前大型储能需求维持高增，除了国内储能保持较高增长率，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能够有效满足电力增长需求。供给方面，大型储能市场需提供“产品+服务”，需要对接电站设计、电网接入、后期运维等服务，尤其是海外市场要构建本地化运营团队，对企业综合竞争力要求较高，储能装机起量相对更利好头部企业。