储能系统报价跌破0.4元/Wh、行业开工率不足70%、规划产能是实际投产的15倍——中国工商业储能正在经历一场残酷的供给侧出清。中国化学与物理电源行业协会这份白皮书，首次系统披露了从电池到系统集成的完整产能地图和竞争格局演变路径。

从锂离子电池产能分布可以清晰看到行业的高度集中态势。白皮书数据显示，国内已投产锂离子电池生产工厂产能超1886GWh，前15家龙头企业总产能1544GWh，占比约82%。宁德时代以640GWh的产能遥遥领先，占总产能的33.93%；比亚迪300GWh，占比15.91%；亿纬锂能146GWh，占比7.74%；国轩高科109GWh，占比5.78%；中创新航100GWh，占比5.3%；海辰储能45GWh、远景动力45.8GWh、蜂巢能源40.5GWh、欣旺达41GWh等紧随其后。
从新增产能看，2024年国内共210个储能锂离子电池生产制造项目更新动态，规划年产能达1138.18GWh，其中115个项目披露投资金额总计4096.01亿元。但新增投产/部分投产项目共75个，投产年产能216GWh，仅占规划产能的18.98%。大量产能仍停留在开工在建（92个项目、502.5GWh）或规划拟建阶段（43个项目、419.68GWh）。白皮书指出，这种“规划大、落地少”的格局意味着行业存在严重的产能泡沫，实际有效产能远低于名义产能。

储能系统集成环节的产能过剩更为突出。2024年，国内共108个储能系统集成生产制造项目有新进展，规划年产能621.42GWh，76个项目披露投资金额总计1646.2亿元。然而，新增投产项目仅26个，投产产能41.42GWh，占比仅6.67%；新增开工/在建项目41个，规划年产能379.5GWh，占比61.07%；新增规划项目共41个，规划年产能200.5GWh，占比32.26%。
白皮书指出，系统集成环节的竞争格局更为分散，尚未形成类似电池端的绝对龙头。大量企业涌入这一赛道，导致产品同质化严重，价格战白热化。2025年1至5月，锂电工商业储能系统入围报价已低至0.4493元/Wh，中标加权均价0.7637元/Wh，部分企业通过绑定EPC服务报出更低价格。在工商业储能EPC环节，2025年1至5月中标规模超300MWh的企业包括中能建建筑集团&液流储能&中国机械总院（联合体）、威达建设、友成电力、光源电力、南方电网&宏润建设&振森电力（联合体）等，中标规模超200MWh的企业包括中能建江苏院&中能建浙江火电（联合体）、瑞浦兰钧&中国电信（联合体）、瑞丽电力、科大国创、城光电力等。

136号文取消强制配储后，竞争逻辑正在从“价格内卷”走向“技术突围”和“价值竞争”。白皮书认为，新政加持下行业进入“真需求+硬技术”时代，具备以下能力的企业将在竞争中胜出：
技术领先能力。在电芯层面，能否率先量产500Ah+大电芯并实现系统集成优化，直接影响度电成本竞争力。在系统层面，交直流一体架构、全液冷温控、AI智能管理等技术将成为差异化竞争的关键。白皮书指出，交直流一体系统直流不出柜，标准化短线缆内置于全液冷散热环境中，可避免各类安全隐患，搭载大电流AI灭弧技术可实现秒级关断电弧，这些技术优势正在转化为市场竞争力。
安全与合规能力。2025年5月，国家能源局等多部门联合发布关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知。白皮书指出，随着储能安全事故频发，监管趋严是确定性趋势。华东地区已要求2025年底前停运不符合安全标准的储能电站，新建项目需通过电池质量抽检和消防验收。具备本质安全技术（如固态电池、全浸没式液冷等）和完整消防体系的企业将获得竞争优势。
商业模式创新能力。在收益率回归正常水平的背景下，单纯依赖峰谷价差套利的商业模式难以为继。能够通过虚拟电厂聚合、电力现货交易、辅助服务参与、需求响应等多种方式获取收益的企业，将为业主提供更高的综合回报，从而在项目竞标中胜出。