据碳索储能网统计，2025年11月全国储能中标项目规模达21.25GWh，环比下降25.96%；储能系统均价跌至0.577元/Wh，创下近三个月以来的最低纪录。

尽管行业进入阶段性调整周期，但区域格局、应用场景、市场主体等维度的结构性亮点显著，西北大储市场与独立储能赛道的核心地位进一步凸显。

区域格局

西北“三巨头”主导，大储成核心支柱

11月储能中标项目的区域集中度显著提升，内蒙古、宁夏、新疆三大西北省份形成“霸榜”格局。

具体来看，内蒙古以3.973GWh的中标规模强势登顶，宁夏（2.59GWh）、新疆（2.35GWh）紧随其后，三地合计中标量占全国总量近半数，西北区域在大规模储能领域的绝对主导地位稳固。

西北区域领跑的核心逻辑在于能源禀赋与政策需求的双重适配。该区域风电、光伏资源富集，大规模新能源并网催生了迫切的储能消纳需求；同时，电网侧调峰补能需求升级与电源侧“风光储一体化”项目的强制配套要求，共同推动西北大储成为能源转型的核心抓手。行业普遍预测，未来较长周期内，西北仍将是储能企业的战略必争之地。

应用场景

独立储能占比超六成，成市场绝对主力

场景分布层面，独立储能的主导地位进一步巩固。

数据显示，11月独立储能中标规模达12.36GWh，占比高达64%，成为电网侧与电源侧协同调度的核心载体，其规模化发展态势明确。

反观其他细分场景，市场份额普遍偏低：共享储能占比7%，新能源配储占比仅4%，工商业储能中标规模仅0.08GWh。业内分析认为，下半年以来多地峰谷价差收窄、储能充放电时长受限，叠加工商业项目电压等级低、难接入聚合调度平台等问题，导致其投资回报周期拉长、现金流压力增大，仅少量优质项目实现落地。

市场主体

国企主导EPC，民企凭技术逆袭系统端

11月储能中标市场呈现“国企主导EPC、民企突围系统端”的差异化竞争格局。

从EPC中标Top15企业来看，央国企占比超80%，其中中国铁路工程集团以2800MWh、中国能建以2650MWh的中标规模领跑，凸显国企在大型项目资金实力、政策合规、电网调度对接等方面的天然优势。

而在储能系统中标赛道，民企“技术流”逆袭态势明显。奇点能源以超2GWh的中标规模登顶系统端排行榜，远超第二名中国电气装备集团；阳光电源、双登集团等民营储能企业也强势跻身Top15。核心原因在于，系统招标更侧重技术实力、产品适配性与全生命周期运维能力，具备硬核技术优势的民企得以突破壁垒，实现市场份额提升。

价格趋势

系统价跌破0.6元/Wh，EPC价格分化显著

在电池原材料成本下降与行业规模化发展的双重驱动下，储能价格持续下行。

数据显示，储能系统均价从2024年11月的0.703元/Wh逐步下滑至2025年11月的0.577元/Wh，下行趋势明确。

与系统价稳步下行不同，EPC价格呈现显著分化态势：最高价出现在华亭市安口160MW/640MWh项目，单价达1.664元/Wh；最低价为宁夏宁东300MW/1200MWh项目，单价仅0.568元/Wh，两者价差超1元/Wh。业内人士表示，EPC价格差异主要源于项目规模、建设条件、技术方案等核心因素：大型园区项目可通过规模效应摊薄前期成本，而部分项目需承担选址协调、电网接入改造等额外开支，导致价格偏高。

总结：调整期下的三大核心机遇

11月储能中标规模的环比下滑，本质上是行业高速发展后的阶段性休整，核心发展逻辑未发生根本改变：西北大储的主战场地位、独立储能的刚性需求、“国企EPC+民企系统”的竞争格局仍将长期延续。

对于储能企业而言，穿越行业调整周期需聚焦三大核心机遇：

一是持续深耕西北大储市场，把握规模化项目机遇；

二是强化技术创新，提升储能系统的安全性、经济性与适配性，构建核心竞争力；

三是精准匹配项目特性，做好成本管控与风险预判，实现差异化发展。