2025年11月中国新型储能市场整体表现 - 2025年11月国内新增投运新型储能项目装机规模为3.51GW/11.18GWh，同比分别下降22%和7%，但环比大幅增长81%和180% [1] - 2025年前11个月累计新增装机规模达到39.5GW，同比增长28%，全年新增装机规模有望超过去年 [1][2] 源网侧储能项目分析 - 2025年11月源网侧新增装机3.32GW/10.62GWh，同比分别下降15%和1%，环比大幅增长90%和202% [4] - 独立储能新增装机规模为2.41GW/8.19GWh，占源网侧总装机的72%，其功率和能量规模环比分别增长82%和217% [5] - 电源侧新增装机853.3MW/2322.1MWh，其中新能源配储项目功率规模占比高达98% [5] 区域市场分布特征 - 西北地区新增装机规模占比达43%，居全国首位，西北与西南地区合计占比超过全国一半 [8] - 内蒙古新增装机规模全国第一，功率规模超过110万千瓦（即1.1GW），平均储能时长4小时 [8] - 内蒙古新能源装机规模截至2025年10月底已突破1.5亿千瓦（即150GW），风光发电占新增装机容量比例超过80% [8] 投资主体结构变化 - 地方能源集团在11月新增装机功率规模中占比达45%，首次超过“五大六小”发电集团和第三方企业，成为市场主导力量 [2][14] - 第三方企业（如海螺新能源与宁德时代联合主体）市场占比保持在30%以上 [14] - “五大六小”发电集团市场占比为22%，较10月份下降9个百分点，延续了下降趋势 [14] 技术路线发展动态 - 11月新增投运源网侧项目中，磷酸铁锂电池技术功率规模占比91%，铅碳电池占比6%，液流电池占比3% [17] - 非锂技术布局建设加速，多个300兆瓦级压缩空气储能项目完成备案，格尔木60兆瓦液化空气储能及玉门300兆瓦压缩空气储能项目进入调试阶段 [17] - 百兆瓦级混合储能示范项目（如锂电+钠离子电池、锂电+液流电池等）正在启动、招标或建设中 [17] 政策与市场驱动因素 - 内蒙古对纳入规划的独立新型储能电站放电量执行补偿，2025年补偿标准为0.35元/千瓦时，2026年将下调至0.28元/千瓦时，补偿标准下调是推动2025年项目加速落地的重要因素之一 [9] - 本地新能源消纳压力与电网波动平抑需求共同推动了内蒙古新型储能装机需求的持续增长 [8]