摘要：储能是解决电力供需时空错配的设备。储能，即能量储存，是指通过特定技术和装置将暂时不用的能量储存起来，在需要时再释放利用的过程。储能可以解决电力供需的时空矛盾，提升能源系统的稳定性、经济性和可持续性。它在能源系统、工业生产、日常生活等多个领域都发挥着至关重要的作
1.1 储能：可实现电力供需错配的多元化功能
储能是解决电力供需时空错配的设备。储能，即能量储存，是指通过特定技术和装置将暂时不用的能量储存起来，在需要时再释放利用的过程。储能可以解决电力供需的时空矛盾，提升能源系统的稳定性、经济性和可持续性。它在能源系统、工业生产、日常生活等多个领域都发挥着至关重要的作用。
按实际的应用场景看，储能分为户用储能（户储）、工商业储能（工商储）、大型储能（大储、公用事业级储能），三类场景储能所实现的功能有所差异。1）户储：指安装在家庭住宅中的储能系统，用于储存来自太阳能板或其他可再生能源发电设备产生的电力，以供夜间或阴天时使用，也可以作为备用电源应对停电情况。应用场景包括家庭日常用电、分布式光伏配套、离网地区供电。2）工商储：面向企业、工厂、商场等非居民用户的储能解决方案，旨在优化用电成本、提高供电可靠性，并参与电网服务如调频调峰等。应用场景包括制造业、数据中心、医院、商场等对电力质量和供应可靠性要求高的场所。3）大储：服务于电网侧或电源侧的大规模储能项目，用于电力调峰、调频、备用电源及可再生能源并网支持。应用场景包括电网调峰调谷、可再生能源并网、跨区域电力调度、应急备用电源。
储能的主要功能：1）平衡电力系统，削峰填谷。2）促进可再生能源发展，提升可再生能源消纳能力。3）作为备用电源，保障供电可靠。4）提供辅助服务，比如频率调节。5）优化用户用能，比如峰谷价差套利。6）延缓投资升级，替代输配电升级。随着新能源尤其是光伏的蓬勃发展，当前储能最重要的下游应用场景之一是光伏配储，以提升可再生能源消纳能力。
1.2 发展历程：2020 年以来，储能行业进入快速发展阶段
2020 年以来，储能行业进入快速发展阶段。储能的发展历程，是一部人类不断寻求更高效、更灵活能源利用方式的创新史。它经历了从机械储能到电化学储能，再到多元技术并存的演进过程。储能的发展主要可分为4 个时期。1）早期：抽水蓄能的出现和铅酸电池的发明。2）20 世纪中期-20 世纪末：多种电池技术的研发与进步，锂离子电池的提出。3）21 世纪初-2020 年：锂离子电池成本的快速下降与商业化初期探索。4）2020 年-至今：随着产业链降本及“双碳”目标的推动，储能进入快速发展阶段。目前，包括中国在内的全球120 多个国家提出了“碳中和”的目标，发展可再生能源是重要举措。随着各国净零排放目标的制定和实施，以光伏、风电等为代表的新能源在电力系统中的装机比例进一步提高，然而由此带来的波动性、间歇性及转动惯量给电网带来了很大的挑战，储能是支持新能源大规模应用的重要基础设施，对减轻电力体系的冲击、维持电力系统的可靠性与稳定性具有重要意义。 近年来，以电化学储能为代表的新型储能迎来高速增长，其核心驱动因素如下：①锂电储能成本快速下降，技术经济性大幅提升；②全球范围内可再生能源占比不断上升，电网层面需要储能来提升消纳与电网稳定性；③电力自发自用需求推动家用储能市场快速增长；④电力市场化与能源互联网持续推进助力储能产业发展；⑤政策支持为储能发展创造良好市场机遇。
1.3 分类：抽水蓄能总量大，锂电占据增量主流地位
储能主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能，其中电化学储能中的锂离子电池因灵活性等优势应用最为广泛。根据储能原理的不同，可以细分为机械储能、电磁储能和电化学储能等。各储能类型的功率范围、特点及应用场景有所不同。凭借受地理条件影响较小、建设周期较短、能量密度大等优势，电化学储能可灵活运用于各类电力储能场景中，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，其中又以锂离子电池为主，主要应用于分钟至小时级的工作场景。
抽水蓄能总量较大，新型储能占比持续提升。在诸多储能技术中，抽水蓄能技术最为成熟且总量规模最大，其次为以锂电池为主的电化学储能技术，其他如压缩空气储能、飞轮储能、蓄冷蓄热等储能形式的装机占比较小。根据CNESA，截至 2024 年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模372.0GW，同比增长28.6%。抽水蓄能累计装机占比呈继续下降态势，首次低于60%。新型储能累计装机规模达 165.4GW，首次突破百吉瓦，同比增长 81.1%。截至2024 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模 137.9GW，占全球市场总规模的37.1%，同比增长59.9%。新型储能累计装机规模首次超过抽水蓄能，达到 78.3GW。
新型储能中，锂电储能占据主导地位，其他技术路径也在加速应用。根据《中国新型储能发展报告 2025》，截至 2024 年底，各类新型储能技术路线中，锂离子电池储能占据主导地位，约占已投产装机 96.4%。压缩空气储能、液流电池储能等为除锂离子电池储能外的主要技术路线，占比均为1.0%。新型储能技术总体呈现多元化发展态势，多个 30 万千瓦级压缩空气储能项目、10 万千瓦级液流电池储能项目、单体兆瓦级飞轮储能项目投运，一批构网型储能项目落地实施，重力储能、液态空气储能、压缩二氧化碳储能等创新技术路线加速应用。
1.4 技术趋势：锂系主导、钠电加速渗透、长时储能崛起
电化学储能逐步成为新型储能发展的主力技术，技术路线向多元化、高性能、高安全、低成本方向发展。发展路线： 1）短期来看，磷酸铁锂仍是主力；2）中期来看，液流、钠离子在各自细分场景崛起；3）长期来看，固态、新型液流及多技术耦合将构建高安全、长寿命、低成本、资源可持续的新一代储能体系，支撑全球碳中和与能源互联网建设。 我们预计未来五到十年，电化学储能将呈现出“锂系技术主导、钠离子技术加速突破、长时储能逐步崛起”的发展格局。1）当前，磷酸铁锂已经成为全球储能市场的主流技术路线，凭借较低的系统成本、良好的安全性和较长的循环寿命，广泛应用于电网调峰、工商业及户用储能。2）与此同时，锰系改进型电池（LMFP/M3P）逐步实现产业化，凭借更高的能量密度与耐热性能，有望在储能高端市场与部分动力市场实现对 LFP 的补位。3）钠离子电池因资源禀赋广泛、低温性能优异、潜在成本更低，已进入示范与早期商业化阶段，预计在2025–2028年逐步放量，主要应用于户用、工商业及低续航交通场景。其在降低储能系统成本、缓解锂资源依赖方面具有战略价值，潜力较大。4）长时储能：面向8–100小时的长时储能需求，液流电池、锌系电池、铁—空气电池等新兴技术正在加快示范部署。液流电池凭借功率与容量解耦、循环寿命长等特点，适合调峰与高频次循环场景；锌系电池具有较高安全性与资源优势，适合3–10 小时场景；铁—空气电池以极低的单位容量成本切入 100 小时级别市场，成为多日级储能的潜在解决方案。随着可再生能源比例不断提升，系统对长时储能的需求将持续增加，这些技术具备一定长期投资潜力。5）固态电池：成本较高、规模化制造难度大，短期主要应用于动力电池，储能应用尚早期，长期需密切跟踪降本进度。
1.5 储能产业链全景图
电化学储能系统主要由电池、PCS、EMS、BMS、温控等组成。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变器（PCS）以及其他电气设备构成，最终应用场景包括电站、电网公司、工商业、家庭户用等。 上游：储能电池是电化学储能的主要载体，我国储能电池以磷酸铁锂电池为主，储能电池产业链上游以磷酸铁锂电池原材料为主，包括正极材料、负极材料、隔膜、电解液等。电池集成系统设备主要包括涂布机、搅拌机等。在上游领域，电芯原材料代表企业有德方纳米、贵州安达、贝特瑞、天赐材料、恩捷股份、星源材质等公司;电池生产设备商有杭可科技、先导智能、北方华创、赢合科技等企业。 中游：在产业链中游，电池组制造的代表企业有宁德时代、比亚迪、海基新能源、国轩高科等；电池管理系统制造代表企业有科工电子、高特电子、高泰昊能等;储能变流器制造代表企业有阳光电源、科华恒盛、南瑞继保等；能量管理系统制造代表企业有派能科技、国电南瑞、中天科技、平高电气等；储能系统集成代表企业有阳光电源、海博思创等；储能系统安装代表企业有永福股份、特变电工、正泰电器、中国电建、中国能建等。 下游：产业链下游为储能电池的应用。储能电池的应用领域包括电源侧、电网侧和用户侧。电源侧储能的主要需求为光伏、风力等可再生能源并网，平滑电力输出；电网侧储能以电力辅助服务为主；用户侧储能主要为分时管理电价。其中，电源侧应用最广泛。产业链下游系统应用代表企业主要有国家能源、国投电力、中国华能、中核集团等。
我国储能需求方主要是各大电力集团，供应商为各大集成商以及电芯企业等。中国储能需求主要为源网侧大储需求，以招投标为主的交易形式。据储能头条，中国 2024 年共发布储能系统中标信息共 181 项，共计规模超15.3GW/54.7GWh。从业主来看，2024 年共有 65 家业主/开发商完成了储能系统招标工作，头部参与方主要为各大能源集团。在储能系统中标规模排行榜中，中车株洲所、阳光电源、思源清能位居前三，电池集采前三为楚能新能源、宁德时代、海辰储能。
2.1 全球储能需求驱动力多样，整体趋势乐观为实现
2050 年全球能源系统净零排放，风光装机容量还将增长14倍，带动储能需求达到 4000+GW（截止 2024 年全球新型储能累计装机规模仅165.4GW）。到 2050 年，全球能源转型的核心目标是在《巴黎协定》框架下实现能源系统净零排放。根据《bp 世界能源展望 2024 版》，到2050年，在“当前路径情景”中，风能和太阳能装机容量将增加约8 倍，如果实现2050年能源系统净零排放，则在“净零情景”下产能将增加 14 倍的风能和太阳能装机容量，带动储能需求将达到 4000+GW。
从各国能源结构转型的角度看，储能需求的增长是可再生能源渗透率提升、传统能源系统重构、区域能源安全博弈共同作用的结果。全球能源格局正经历一场由气候与能源政策、技术变革与地缘政治博弈共同驱动的深刻重构，其核心是主导能源从“资源禀赋型”的化石燃料向“技术驱动型”的风光可再生能源转变。这一转型的广度与深度，直接决定了储能，尤其是与风光发电配套的储能系统，从“可选项”变为“必需品”的进程。然而，不同地区的资源禀赋、政策路径和电网现状差异较大，导致了其能源结构与储能需求驱动力呈现出鲜明的区域化特征。
1）中国：作为全球最大的可再生能源装机国，其能源结构呈现“煤电巨擘与新能源巨人”并存的独特二元格局。煤电仍在电力供应中扮演重要角色，而风光大基地建设规模空前。为解决资源与负荷中心逆向分布问题，中国特高压电网广泛分布，而储能的需求最初由“强制配储”政策强力驱动，要求新建风光项目按 10%-25%、2-4 小时的比例配套储能，这使得发电侧配储成为市场主力。当前，市场正从政策驱动转向市场化探索，旨在提升利用率的“共享储能”和“独立储能”模式成为新增长点，技术路线也更为多元，除主流锂电外，压缩空气储能、液流电池等长时储能技术示范项目领跑全球。
2）北美：在北美地区，以美国为代表的能源结构呈现出“天然气为桥，风光冲刺”的过渡性特征。丰富的页岩气提供了灵活调峰能力，但快速发展的风电与光伏正在重塑电网格局，德克萨斯州的风电与加州的光伏已引发显著的调峰压力。该背景叠加《通胀削减法案》对独立储能的大额投资税收抵免，以及极端天气事件对电网韧性的迫切需求，共同催生了全球最活跃的电网侧大型储能市场。其需求核心在于提供频率调节、容量备用和输电网拥堵管理，技术路线以4小时及以上的锂电储能为主，并积极探索长时储能技术以应对多日无风无光的极端情况。
3）欧洲：需求驱动力则深度融合了源于地缘政治因素的能源安全问题。俄乌冲突颠覆了其能源逻辑，推动“能源独立”成为最高战略目标，REPowerEU计划将 2030 年可再生能源目标大幅提升至 45%。南欧的光伏与北欧的海上风电迎来快速增长。与此同时，高昂的居民电价与成熟的上网电价补贴（FiT）退坡机制，使得“光伏+储能”的自发自用模式具备很强的经济吸引力，让德国、意大利、英国等国家成为全球户用储能的领导者，且对产品品质与安全性要求高。电网侧大型储能项目虽受限于审批流程而发展稍缓，但作为支撑大陆电网稳定、整合跨区域风光电力的关键工具，其布局正在明显加速。
4）澳洲、东南亚与非洲，则代表了不同发展阶段的需求图谱。澳洲拥有全球最高的户用光伏渗透率，导致日间电网过压问题突出，因此其储能需求源于最直接的电网稳定诉求和家庭备用电源需要，形成了户用储能与电网侧项目齐头并进的态势。东南亚各国电力需求快速增长，岛屿众多，电网薄弱，其储能需求聚焦于替代昂贵的柴油发电、为工商业提供调峰服务以及构建离网微电网，市场处于快速增长前夕。而非洲市场则更为基础，较大的无电人口和得天独厚的太阳能资源，使其储能需求核心在于通过“太阳能家庭系统（SHS）”和微电网实现能源可及性，跨越传统电网阶段直接进入分布式清洁能源时代。
2.2 中美欧主导全球储能需求，新兴市场发展潜力大
中美欧市场主导全球储能市场发展，新兴市场发展潜力大。据EESA统计，2017年以来全球新型储能市场需求持续增长，2019-2023年平均增速高达93%，2024 年新增装机约 188.5GWh，同比增长 80%，其中中国占比57%，美国占比19%，欧洲国家占比 12%，三地区共占全球新增装机量的88%，是推动全球储能市场发展的主力。 展望：我们预计 2025-2027 年全球储能新增装机量将持续增长。1）中国市场：新增装机量由电网侧储能驱动，2024 年占比 60.0%，较2023 年增加7.6%；其中独立储能占 57.6%，是最主要的装机应用场景，随着各地配建储能转独立储能政策的推进，预计 2025 年独立储能新增装机占比将会持续增高。但考虑地面电站光伏新增装机增速放缓，工商储潜力较大，预计中国储能需求将平稳小幅增长。2）美国市场：装机以大储为主，户储需求将随着加州NEM3.0政策推动和利率的持续下探小规模增长。预计 2025 年美国储能因关税影响及“受关注外国实体”条款而加速发货，2026 年储能需求会因政策变化而收缩，2027年之后恢复增长。3）欧洲市场：以户储需求高而被熟知，主要市场为德国、意大利和英国等地。为了完成净零排放，欧洲需要继续保持光伏年装机增长，带动储能需求增长，结构上欧洲工商业储能及大储需求增速较户储更显著。3）新兴市场：除了中美欧三大传统市场以外，新兴市场中 APEC 占比8%，其他地区占比4%。虽然目前新兴市场占比低，但预计受刚需和电价等现实因素影响，叠加强制或补贴等政策因素驱动，这些地区需求发展潜力较大。综上，预计全球储能2025年将继续保持较快增长，2026 年全球储能因美国政策波动、中国源网侧储能装机逐渐饱和而增速有所放缓，2027 年随着欧洲大储的快速崛起以及新兴市场持续增长带动全球增速有所反弹。
2.3 中国：用户侧配储渗透率较低，预期增速乐观
2.3.1 分类：源网侧储能是新增装机主力，用户侧占比较小
2024 年国内新型储能装机中源网侧储能是新增装机主力，合计占比达92.3%。中国新型储能装机主要分为电源侧（独立储能为主）、电网侧（风光配储为主）和用户侧（工厂园区为主）。根据 EESA 统计，2024 年中国储能新增装机规模达到了 42.5GW/107.1GWh。从 2024 年储能装机应用场景来看，电网侧储能是新增装机主力，占比达到 60.0%（装机能量口径），其中独立储能占57.6%，是最主要的装机应用场景。随着各地配建储能转独立储能政策的推进，预计2025年独立储能新增装机占比将会进一步提升。电源侧储能占比32.3%，其中光伏及风电配储合计占比 30.9%。用户侧储能占比 7.7%，其中工厂配储是最主要的场景，此外储能在园区配储、光储充等场景下的应用也在逐渐增多。
2.3.2 源网侧：独储占比有望提升，新能源增长及辅助服务驱动需求增长
源网侧储能装机需求主要包括独立储能（作为独立主体并网并接受电网调用）与风光配储（依托于特定新能源场站存在），随着新能源电价市场化改革的推进，预计独立储能占比将逐步提升。1）风光配储类政策方面，2024 年共有19个省份发布配储类政策，全国各省要求的加权平均配储比例约为“15%，2.5 小时”。从配储比例要求来看，新疆、湖北、内蒙古等地要求的配储比例最高，为20%；其次是河北、河南、吉林、山东等地，为 15%；而要求10%配储比例的省份数量最多。从配储时长要求来看，基于大基地配储要求，西藏、内蒙古、新疆等地要求均在 3~4 小时，湖北、河南、河北、广东、江苏、四川等多个省份时长要求均为2 小时。2）独立储能政策方面：截至目前已有多个地区鼓励新能源场站通过容量租赁（独储）完成配储要求，普遍支持在全省范围内租赁。未来强制配储政策将成过去式，储能建设正逐步走上市场化道路。2025 年1 月27 日，国家发展改革委和能源局《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》（发改价格〔2025〕136 号）的发布叫停了“强制配储”。文件指出，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。独立储能的盈利模式多元化，预期电能量交易和辅助服务调节将成为主导盈利模式。随着 2025 年初 136 号文的发布，强制配储模式退出历史舞台。政策驱动下，我国独立储能盈利模式包括：容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务等。从盈利角度来看，随着新能源的全面入市，未来现货市场峰谷价差或将进一步扩大，独立储能商业模式或将迎来重构，以容量租赁收入为主的商业模式将成为“过去式”，预期电能量交易和辅助服务调节的价值将愈发凸显。据测算，在 2 小时储能系统 EPC 单价为 1.2 元/Wh，储能系统单价0.6 元/Wh，电池单价0.35元/Wh，初始容量 80%租赁（每三年降低 5%）的理想情况下，多地区独立储能项目可实现不同程度盈利。
预计 2025 年源网侧储能新增装机同比增长 33%，2026-27 年增速将有所放缓。1）电源侧储能方面，尽管 2025 年初“强制配储”政策取消，但前期政策推动的存量项目仍在释放；另外，碳中和背景下，预计我国新能源装机占比还将大幅提升，仍需配套储能解决波动性问题，因此电源侧储能需求长期存在。2）电网侧储能方面，随着新能源占比提升，电网对可快速响应的调节性资源依赖度增加，2025年辅助服务市场的规模扩大将直接刺激电网侧装机；此外，在负荷中心及关键送出节点配置储能延缓电网升级投资也是电网侧储能需求的另一驱动。根据EESA，预计 2025 年源网侧储能新增装机量约为 132GWh，同比增长33%。随着中国光伏装机增速放缓，我们预计 2026-2027 年源网侧储能新增装机增速将有所放缓。
2.3.3 用户侧：工商储主导需求，工厂配储率提升带动增长
中国的用户侧储能以工商储为主，2024 年实现高速增长。用户侧储能是指用户关口表后（如家庭、工厂、商场等）安装的储能系统，通过储存低谷时段的电能并在高峰时段释放，帮助用户优化用电成本、保障供电稳定性。其核心功能包括利用峰谷电价差套利、降低基本电费、参与需求响应等。用户侧储能主要分为工商业储能和户用（家庭）储能两种类型，而中国因居民电价较低导致户储市场发展滞后，目前中国用户侧储能市场主要由工商业储能主导。2024 年工商业储能项目投运规模实现了较大规模的增长，工商业储能项目投运整体规模达到3.74GW/8.2GWh，同比增速 72%（以装机能量口径统计），持续保持高增态势。
工商储盈利模式当前主要依赖峰谷价差进行套利，未来，随着电力市场化改革的持续推进，现货市场套利有望成为主要盈利手段。工商业储能主要有峰谷套利、光伏消纳、需量管理、动态增容、政策补贴、备用电源、需求响应等多种获利模式。目前，工商业储能的经济性主要来自峰谷价差套利，需量管理、动态增容和补贴等可带来可观的叠加收益；而需求响应等获利途径因需要依托电网需求才能获益使得该类收益较小且不稳定，从更长远来看，工商业储能将凭借虚拟电厂的资源聚合能力实现在电力市场的相关盈利，故未来现货市场套利、参与电力市场多种交易和服务有望成为其最主要盈利手段。地区发展方面，江浙粤三省依托于可观套利价差成为中国工商业储能发展的主要战场，2024 年工商业储能发展最热地区为江苏省，浙江省和广东省紧随其后。峰谷价差方面，中国全年平均峰谷价差超 0.7 元/kWh 的省份达 18 个（单一制 1-10kV）和19 个（两部制1-10kV）。工业配储渗透率提升及工商业光伏配储需求的增长驱动共同工商储需求快速增长。工商业储能项目的各类应用场景中工厂配储仍为主要场景。据EESA统计，2024 年江、浙、粤、皖、川渝和鲁等几个工商储发展较好或潜力较大的地区中工商业储能项目在工业企业中的渗透率最高仅为 0.86%（浙江省），且考虑到随着工商业光伏的持续上量会催生更多的配储需求，预计2025 年工商业储能装机将达到 12.5GWh，我们预计 2026-2027 年工商业储能还将保持快速增长。
2.4 美国：政策扰动引发25 年抢装潮，长期需求具备韧性
2.4.1 结构：2024 年美国大储占比80%以上
美国储能市场新增装机以公用事业规模储能为主。根据应用场景，美国储能市场可以细分为三大市场：公用事业规模储能（Utility-Scale Energy Storage，即大型储能、大储）、户用储能（Residential Energy Storage）及商业、工业与社区储能（Commercial, Community, and Industrial，简称 CCI，即工商业储能）。大储是由电网运营商、电力公司或大型独立开发商投资建设的储能系统，其单体规模通常为几兆瓦到上百兆瓦，主要用于调峰调频、容量支撑和支持可再生能源并网等电网服务，并通过容量市场、辅助服务市场或电力现货市场实现收益。户用储能是安装在住宅场所、通常与户用光伏配套运行的小型系统，其主要用途是提升自发自用率、降低电费支出和在断电期间提供备用电力，并依赖政策补贴和电价机制带动市场增长。工商业储能是部署于商业楼宇、园区、社区微电网等场景的系统，具备灵活的配置方式，常由用能主体或第三方服务商运营，以实现需量管理、电费优化、备用电源等功能，部分系统也参与区域电网交易。据Wood Mackenzie，2024年美国三大细分市场新增装机（GW/GWh）分别占比88.6%/92.4%、10.2%/6.6%、1.2%/1.0%，美国市场装机仍以公用事业规模储能为主，占比超80%。
2.4.2 政策扰动引发 25 年抢装潮，长期需求具备韧性
政策变动引发 25 年抢装潮，长期需求具备韧性。美国储能需求主要受关税、大而美法案影响较大，未来仍然存在政策变动的不确定性。我们分析，2025年，美国储能因关税影响及“受关注外国实体”条款而加速发货，2026 年储能需求会因政策变化而收缩，2027 年之后恢复增长。
1、关税：未来关税存在变动可能，25H2 或仍将是发货旺季。美国对中国储能产品征收的关税具体构成为：3.4%基础关税+7.5%的301 关税（2026 年起该税率将提高到 25%）+20%芬太尼关税+10%对等关税（中美在8 月12 日达成协议暂停实施 24%的关税 90 天，但保留剩余 10%的关税），截至2025 年8 月，综合税率达到 40.9%。2025 年 4 月中美关税税率持续升级导致4 月份储能发货几乎停滞，5 月中旬起，关税降至 40%左右，储能出货已经恢复正常，但税率较签单时提高约 30%，或导致发往美国的储能产品毛利率出现下滑。考虑未来关税税率有可能再次上浮，叠加 26 年 301 关税加码至 25%，25H2 或仍将是发货旺季。
2、大而美法案：2025 年或因“受关注外国实体”条款而加速发货，2026年后需求面临不确定性。7 月 4 日，美国《大而美法案》（One Big Beautiful Bill Act, OBBBA）经特朗普签署通过，成为正式法律。影响：1）光伏与风电遭受重大冲击，OBBBA 大幅缩小了风电和光伏项目获得全额税收抵免的时间窗口，要求项目在2027 年 12 月 31 日前投入使用，预计 2025-2026 年，光伏装机量将激增，因为开发商会急于争取税收抵免资格，但远期需求量会受影响。考虑美国大储接近50%为光伏配储需求，美国储能需求也会同步受到影响。2）法案将储能投资税收抵免（ITC）的退坡时间从 2029 年推迟至 2034 年，这一调整使储能成为新能源领域唯一获得长期政策支持的细分赛道。3）法案通过严格的“受关注外国实体”（FEOC）条款限制中国供应链参与，规定 2025 年 12 月 31 日后建设的项目，若涉及FEOC，将无法享受投资税收抵免（ITC）和生产税收抵免（PTC）。我们预计这将促使中国储能企业抓住对美出口的“窗口期”，在今年年底前加速推进存量项目落地，短期内对美发货量有望增加。但长期看，后续的新增投资可能会出现明显收紧的情况。4）通过抬高市场壁垒以限制中资企业。一是股权穿透审查，要求外资持股低于 25%；二是供应链审查升级，电池厂商需证明锂、钴等关键矿物加工环节，未被“受控外国实体”掌控，否则可能丧失 30%ITC 资格；三是禁止通过技术许可、生产合同实施“有效控制”。我们预计，美国项目开发商为获取储能税收抵免，将被迫剔除中国供应链；对于已经在当地有产能布局的企业，或迫使其出让控股权。5）在户储方面，取消了屋顶光伏的 30%税收抵免，也终止了对独立储能设备的支持，这将直接导致典型家庭光储系统成本上升。
美国储能长期仍将维持增长。理由：1）电力负荷上升以及清洁能源渗透率提升；2）超大型企业尤其是超大规模云服务商由于AI 基建投资及对可再生能源的采购承诺，加大储能配套投入；3）各州政府设定的储能目标；4）电网区域容量受限问题愈加突出。
2.5 欧洲：工商储及大储市场正加速崛起
为了完成净零排放，欧洲需要继续保持光伏年装机增长。根据《国际能源署净零排放方案》，欧盟需要在 2035 年前将电力行业的排放量降至接近零。自2015年以来，欧盟的年均减排量为 43Mt CO₂ 。根据 Ember 发布的《2024 年全球电力评论》，为了与国际能源署的净零排放方案保持一致，欧盟年均降幅需达到54Mt CO₂ 。如果欧盟继续以目前的速度扩大清洁能源的部署，特别是风力和太阳能，该目标则可实现。在国际能源署的净零方案中，风力和太阳能发电量占比将在整个 2020 年代迅速增加。到 2030 年，风力发电量占比将增至32%，太阳能发电量占比将增至 20%，二者合计将占欧盟发电量的一半以上。近年来，欧盟风力和太阳能发电量的增长也与该目标一致。如 REPowerEU 计划所建议，欧盟的目标是到 2030 年可再生能源发电装机容量达到 1,236 GW，可再生能源发电量在总发电量中的占比达到 72%。如果年装机容量增长继续保持近期的增长轨迹，则可实现该目标。
欧洲光伏需求进入稳步增长阶段，中性预测 2025-2026 年光伏装机同比增速为+6.9%/+3.3%。2024 年，欧洲太阳能光伏装机容量为65.5 GW，较历史的年增长率显著放缓至 4.4%，主要是因为乌克兰局势趋缓导致欧洲电价逐步回归合理水平。为了完成 2030 年的 REPowerEU 太阳能装机容目标及净零排放，SolarPowerEurope 预测欧洲光伏新增装机在 2024-2028 年进入稳步增长阶段，中性预测下，欧洲 2025-2026 光伏装机为 70/72.3GW，同比增速为+6.9%/+3.3%。
结构上看，欧盟地面电站需求增速更快，有望达到8%的复合增速。根据SolarPower Europe，经过多年的快速增长，欧盟户用屋顶光伏市场已进入缓慢增长期，预计户用屋顶光伏市场将从 2024 年的 38.0 GW 增长到2028 年的44.2GW，复合年增长率为 4%。而前期发展较慢的地面电站则增速更快，预计从2024年的27.5GW 增长到 2028 年的 37.3GW，复合年增长率为8%。
欧洲储能需求旺盛，2025-2027 年储能装机增速有望达为36%/41%/62%。光伏发电有昼夜周期波动问题，将储能与光伏共置可以增加光伏发电的价值，因此欧洲在光伏发电渗透率较高的背景下，储能需求旺盛。根据Solarpower Europe预测，尽管欧洲光伏增速进入稳步增长阶段，但储能需求仍然旺盛，尤其是工商储及 大 储 将 蓬 勃 发 展 ， 预 计 2025 年 至 2027 年欧洲储能新增装机规模为29.7/41.9/68.0GWh，同比增速为 36%/41%/62%。
结构上看，欧洲工商业储能及大储需求增速较户储更显著。根据SolarpowerEurope 预测，2024 年欧洲工商业储能、电站储能新增装机量将超过户用储能市场，合计占比从 2023 年的 30%快速提高至 2024 年的 61%。预计2028 年工商业储能、电站储能合计新增装机量将从 2024 年的 14GWh 上升至55GWh，复合增速达到42%，具有广阔的市场空间。同期户储从 9GWh 增长至23GWh，复合增速为27%。
2.6 新兴市场：起步晚，储能需求前景广阔
新兴市场储能发展起步晚，但在光伏配储需求、电力短缺压力以及补贴政策支持等多重因素驱动下实现了迅速增长。2024 年全球除了中美欧以外的新兴市场储能新增装机规模达 23GWh，占全球市场份额的 12%。尽管当前多数新兴市场年度新增装机规模仍处于 2GW 以下区间，较中国、美国及欧洲等成熟市场存在一定的体量差距，但发展动能正在加速积聚。亚太地区除传统澳洲和日本市场外，东南亚市场正受到越来越多的关注。其中菲律宾、越南和缅甸三地成为光储需求高增的主要市场，泰国和马来西亚则因部分鼓励政策成为光储潜在发展市场。南亚地区的巴基斯坦因备电需求和电价上涨问题催生户储需求，印度则因宏大的光伏装机目标和丰厚的政策补贴推动大储和户储的较大需求。其他地区中发展最为强劲的是中东地区，得益于“沙特 2030 愿景”等战略规划，未来中东市场将更加广阔。 2025H1 新兴市场储能订单开始快速增长，澳洲、中东、南美、印度大订单陆续落地。据 CNESA DataLink 全球储能数据库不完全统计，2025年1-6月中国储能企业新增海外订单 163GWh，同比增长246%，业务覆盖50余个国家和地区，涉及超 50 家企业。在 163GWh 订单中，明确地区的达111.6GWh。区域分布上，中东、澳大利亚、欧洲位列前三，均超20GWh；南美、北美、南亚、东亚紧随其后，均超 3GWh。主流地区订单亮点：中东有宁德时代和比亚迪储能各斩获 10GWh 大单；澳大利亚最大订单为宁德时代与Quinbrook合作的8小时电池储能项目；欧洲 1GWh 以上订单达 11 个，最大为楚能新能源与英国Immersa 的 2.5GWh 合作；印度订单增长快，最大采购项目由天合储能和南都电源拿下，规模超 3.1GWh。
2.7 新领域：AI 蓬勃发展，数据中心储能需求有望高速增长
AI 需求迎来高增长，推动 AIDC 市场持续增长。智算中心即智能计算中心（Artificial Intelligence Data Center， 简称 AIDC），是在传统数据中心的基础上，基于 GPU、TPU、FPGA 等人工智能芯片及计算框架构建的人工智能基础设施，可以支撑大量数据处理和复杂模型训练。在技术创新、应用场景拓展的多重驱动下，全球企业对于人工智能基础设施的投资普遍提升，根据《中国人工智能计算力发展评估报告》，2025 年全球 2000 强企业会将超过40%的IT预算投入到人工智能项目中，如微软、Meta、谷歌等大型科技公司陆续宣布了数十亿美元的投资计划，用于建设和升级人工智能基础设施。2024 年全球人工智能服务器市场规模为 1,251 亿美元，预计 2028 年有望达到2,227 亿美元。人工智能基础设施的增长也将带来更高的能源及储能需求。
随着数据中心功率提升，锂电池应用从备电类型向供能类型转变。传统上，数据中心主要使用锂电池作为 UPS 系统的一部分，在市电中断时提供短暂的备用电力。随着数据中心转向绿电供能，锂电池应用从备电类型向供能类型转变。AIDC通常采用高功率密度液冷服务器，并向超大规模集群化（百MW级）、绿色化（PUE
未来数据中心储能需求有望高速增长。GGII 预计2027 年全球数据中心储能锂电池出货量将突破 69GWh，到 2030 年这一数字将增长至300GWh，2024-2030年复合增长率超过 80%。
3.1 储能系统成本中电芯、PCS 价值占比较大
储能系统成本中电芯、PCS 价值占比较大。根据2025 年行业数据，储能系统成本结构为：电芯（60%以上）：约 0.3 元/Wh，仍是最大成本项；储能变流器(PCS)（25-30%）：0.15-0.18 元/Wh；能量管理系统(EMS)（8-15%）：0.05-0.1元/Wh；电池管理系统(BMS)（5-8%）：0.03-0.05 元/Wh；温控系统（5-10%）：0.03-0.08元/Wh。以上合计，储能系统总成本大致在 0.56-0.71 元/Wh 区间。
3.2 系统集成：电芯厂与PCS 厂相互垂直整合竞争
根据出货时是否带 PCS，储能系统可分为直流侧储能系统（不带PCS）、交流侧储能系统（带 PCS）。2024 年度，全球储能系统集成商交流侧Top5企业为 Tesla、阳光电源、中车株洲所、Fluence、海博思创；全球储能系统集成商直流侧 Top5 企业为宁德时代、比亚迪、精控能源、海辰储能和远信储能。交流侧：受益先发优势及对电网的理解，PCS 企业出货暂时处于领先地位。经过近几年的快速发展，储能集成商基本分成三大类，纯集成厂、PCS厂、电芯厂。2024 年，自研 PCS 的 Tesla 与阳光电源位列全球第一、第二，PCS企业暂时处于交流侧领先地位。原因：1）PCS 企业在交直流转换、电网适应性、多机并联控制等领域积累深厚，可快速适配电网侧高要求项目。2）阳光电源等PCS企业海外项目起步早，经验丰富，有技术品牌溢价及客户粘性。
直流侧：宁德、BYD 遥遥领先，电芯厂商加速向产业下游延伸。2024年度直流侧出货格局呈现显著分层特征，宁德时代与比亚迪以断层优势蝉联第一、二位。Top5 中，宁德时代、比亚迪及新晋企业海辰储能均为储能电芯头部企业，电芯厂商正在加速向下游系统集成领域渗透，例如宁德时代交流侧产品占比在提升。另外，头部电芯企业依托核心技术与供应链优势，通过垂直整合逐步构建全产业链竞争力。当前宁德时代与比亚迪已形成从上游锂矿资源开发、中游储能电芯制造到下游储能系统集成的完整布局，且根据现有项目储备情况，预计2025年两家企业在交流侧将有较大突破。
分市场看，中国企业在亚太、中东优势显著，欧美企业主营欧美市场。中资以中国市场为基本盘，凭借成本优势以及逐渐积累的技术能力，逐步向海外延伸，在价格敏感的中东市场份额较高（阳光电源以 48%的份额居首）。美系公司以北美市场做支撑，逐步向欧洲、中东、非洲、亚太区域逐渐开拓。
3.3 电芯：大储头部效益明显，小储尾部竞争激烈
行业头部企业份额较高，韩企份额有所下滑。根据InfoLink，2024年全球储能电芯总出货量前五大企业为宁德时代、亿纬锂能、比亚迪、海辰储能、中创新航，行业 CR10 达 90.9%，CR3 超 50%，头部企业份额较高。其中宁德时代在行业内深耕多年，市场优势明显稳居行业龙头；2024 年亿纬锂能超越比亚迪位列第二，并且领先优势显著；中创新航和远景动力分别首次晋升年度Top5和Top10；而韩系厂商 Samsung SDI 和 LG Energy Solution 位次则有所下降。
大储市场高度集中，小储市场格局尚不明朗。按电芯下游应用场景可分为大储、小储电芯市场，2024 全年，全球大储电芯出货量为283.0GWh，同比增长68.0%，全球小储电芯出货 31.7GWh，同比增长12.4%。1）大储市场，Top5企业为宁德时代、亿纬锂能、海辰储能、比亚迪、中创新航。大储市场CR5已超75%，市场进入高集中度阶段，考虑大储对电芯一致性、产能规模、质保售后等要求较高，新进玩家成长空间已十分有限。2）全球小储电芯出货量前五的企业为亿纬锂能、瑞浦兰钧、新能安、鹏辉能源、国轩高科，市场竞争也非常激烈，CR5 接近 65%，较 2023 年峰值 85.1%大幅回落。全年来看，Top2企业地位稳固，但后来者市占率差距小，格局尚未确定。 海外市场：中国企业份额高，韩系厂商仍占重要位置。2024 年度海外市场储能电芯出货量为 137.3GWh，约占全球出货 45%。海外市场Top5企业均为中资企业，Top10 厂商中，中资 8 家，韩系 2 家。中资厂商的强势地位从中国国内延续至海外市场。此外，韩系厂商在海外市场仍然占据重要位置，SamsungSDI和 LG Energy Solution 分列第六、第九。
3.4 逆变器：“阳光电源+华为”双龙头格局稳定
逆变器市场由中资企业主导，2024 年保持快速增长态势，但向欧美市场出货量减少。根据 Wood Mackenzie，2024 年全球光伏逆变器出货量增长10%，达到 589GW。2024 年全球十大太阳能光伏逆变器供应商中有九家总部位于中国，其中出货量前五的公司为华为、阳光电源、锦浪科技、古瑞瓦特、上能电气。华为和阳光电源连续第十年位列第一和第二，两家合计占据了全球逆变器市场超50%的份额，且这两家供应商在 2024 年进一步巩固了市场地位，均创下历史最高市场份额。
3.5 温控：格局持续走向集中
储能温控市场格局持续走向集中。目前，储能温控市场的参与者可以分为传统工业温控企业、精密温控企业和汽车电池热管理企业三类。传统工业温控企业凭借在水冷设备中的技术积累，切入储能温控壁垒较低，技术同源，代表企业如同飞股份、高澜股份等。精密温控企业在数据中心温度控制方面经验丰富，集装箱储能与数据中心温控相似性较高，有望实现技术外延，代表企业如英维克、申菱环境等。汽车电池热管理企业锂电池温控技术与经验积累丰富，代表企业如松芝股份、奥特佳等。根据，中研普华产业研究院，2023 年中国温控企业排名前五的分别是英维克、同飞股份、申菱环境、高澜股份、松芝股份，其他企业则占据 66%的市场份额。储能温控行业的行业集中度在近几年持续提升，从2020年到 2024 年，全国 Top3 企业销售额的行业占比从49.8%增加至63.9%，全国Top10 企业销售额的行业占比从 53.6%增加至 84.4%。
3.6 BMS：集成商自研为主，第三方BMS 厂商份额依然较高
集成商自研为主，第三方 BMS 厂商份额依然较高。1）第三方专业BMS厂商凭借技术、成本、品牌和客户资源等多方面的优势，占据市场主导地位，持续保持 50%以上的市场占有率。2）以宁德时代、比亚迪、阳光电源、海博思创为代表的电池制造厂商或储能系统集成商，基于上下游产业链拓展策略布局开发BMS 产品，配套自身的系统集成产品使用，但相关BMS 产品基本不对外销售。根据中国电力企业联合会和国家电化学储能电站安全监测信息平台联合发布的《2024 年度电化学储能电站行业统计数据》，截至2024 年末，已投运电站装机占比前五位的 BMS 厂商包括高特电子、协能科技、海博思创、比亚迪、阳光电源，总能量 27.31GWh、占比 56.08%。
4.1 用户侧储能：海外户储复苏，工商储需求快速增长
欧洲户储库存见底，需求稳步复苏。欧洲是全球户储最大的市场，也是用户侧行业最大的利润来源，2022 年，由于乌克兰危机给欧洲带来的能源供给冲击叠加全球通货膨胀的影响，欧洲主要国家的电力价格上涨较为明显，欧洲光储产品需求旺盛。2023 年下半年以来，随着乌克兰危机影响趋缓，欧洲天然气供应量、储存量逐渐回升，欧洲主要国家电力价格有所下降，使得户储需求有所放缓。随着欧洲光储需求开始回归理性且高基数效应逐渐减弱，2024 年下半年开始，中国逆变器向欧洲出口金额的月度同比增长率开始逐渐转正。我们预计2024年四季度起，行业库存逐步消化完毕，2025 年户储需求有望进入恢复周期。根据infolink，2025 上半年度，全球小储电芯出货 21.64GWh，同比增长72.38%，二季度单季度小储电芯出货量超过 10GWh，创下近三年单季度交付记录，主要由于下游终端补库以及澳洲市场出货潮。
全球工商储有望快速增长。1）国内：部分省份高峰谷电价差情况下，工商业储能系统收益表现良好，加之储能系统成本持续优化，工商储装机规模快速增长。2025 年，受政策影响，分布式光伏入市加速，所有10 千伏及以上电压等级的新建分布式光伏项目上网电量按一定比例参与市场，存量项目自7月1日起逐步入市。分布式光伏入市预期带来的储能配套需求，预计将会成为2025年工商业储能市场的重要增量来源。2）海外：2024 年海外工商业储能市场整体呈现多点开花的态势，在可再生能源的不断渗透、电价上涨、电力供应波动等多重因素的驱动下，以德、意、英、日、澳、荷、南非等为主的工商业市场潜力正在不断释放。以欧洲为例，大型化、工商业化储能，由于能更好地匹配可再生能源的大规模消纳、降低能源成本、增强能源运营弹性，在当下欧洲能源转型大趋势中，需求日益旺盛。集邦咨询预测，2025 年全球工商业储能新增装机或将达6.8GW/18.6GWh，同比增长 66%/69%。
4.2 大储：全球需求快速增长，出海增加盈利弹性
大储需求旺盛，行业进入业绩兑现期。随着风电光伏装机比例提升、电力系统灵活性要求提高、数据中心需求驱动、储能技术进步及系统成本下降，大储需求有望持续快速增长。根据宁德时代公告，2025 年1-6 月全球电池储能系统装机总量达 86.7GWh，同比增长 54%，考虑大储占装机比例高，预计25年全年全球大储需求旺盛。分区域看，1）美国：受益区域多元化+抢装+降本，25Q1储能装机创新高，预计 25 年需求稳步增长。2）欧洲：新能源装机放量驱动储能需求，大储市场正加速崛起。3）新兴市场：储能发展起步晚，但在光伏配储需求、电力短缺压力以及补贴政策支持等因素驱动下迅速增长。4）从业绩端看，以行业龙头阳光电源为例，公司海外毛利率远超国内，海外利润弹性较大，随着海外大储持续增长，公司利润进入了新一轮增长期。
4.3 AI+储能：AIDC 旺盛的需求给储能行业带来了新增长极
AIDC 产业链与储能产业链高度相关，AIDC 旺盛的需求给储能企业带来了新增长极。AIDC 产业链中，上游主要为算力基础设施建设，中游主要是算力供应及应用平台，下游则是多元化应用场景。其中上游供电输电、液冷、配储等业务与储能系统供应商的业务重合度较大，比如均需使用温控（储能温控公司）、电力电子（储能逆变器公司）、电池（电芯公司）等设备，AIDC旺盛的需求给储能行业带来了新增长极。根据中商产业研究院的数据，数据中心非IT成本中比例最大的是供电系统，其中柴油发电机组占 23%，电力用户站占20%，UPS占18%，配电柜占 8%，共占总成本的 69%。其次是制冷系统，共占总成本的18%，其中冷水机组占 8%，精密空调占 7%，冷却塔占 3%。随着AIDC建设进入加速期，预计数据中心储能、液冷、供配电等环节增长前景乐观。比如未来数据中心储能需求有望实现高速增长，到 2030 年有望增长至300GWh，2024-2030年复合增长率超过 80%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
来源：未来智库