为实现2050年全球能源系统净零排放，全球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）。从全球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。中美欧市场主导全球储能市场发展，新兴市场发展潜力大，预计2025-2027年全球储能新增装机量将持续增长。
中国：用户侧配储渗透率较低，增长前景广阔。美国：政策扰动引发25年抢装潮，长期需求具备韧性。欧洲：新能源装机放量驱动需求增长，大储市场正加速崛起。新兴市场：虽起步晚，但储能需求前景广阔。新领域：AI蓬勃发展，数据中心储能需求有望高速增长。总体来看，中国工商储及出海仍有较大成长空间，AI 储能或将成为新的增长极。以下内容我们就围绕储能行业为大家展开分析，试图从当下现状及未来发展走向，为大家梳理有关储能行业相关问题。首先我们将从基本面层面出发，对储能的行业概况、发展背景、市场现状及当下市场供需格局进行分析，以从基础脉络呈现相关问题，方便大家对储能行业有基础认知。其次，我们将从行业产业链及企业发展机遇、相关公司发展情况角度，对市场产业链及相关企业情况进行梳理。除此，在解决上述问题基础上，我们也将对行业后续发展趋势、市场空间进行展望，以期帮助大家从不同视角加深对储能行业的了解。
01
行业概况
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。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。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。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：平衡电力系统，削峰填谷；促进可再生能源发展，提升可再生能源消纳能力；作为备用电源，保障供电可靠；提供辅助服务，比如频率调节；优化用户用能，比如峰谷价差套利；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。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。早期：抽水蓄能的出现和铅酸电池的发明。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。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。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：锂电储能成本快速下降，技术经济性大幅提升；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；电力自发自用需求推动家用储能市场快速增长；电力市场化与能源互联网持续推进助力储能产业发展；政策支持为储能发展创造良好市场机遇。根据储存介质的不同，储能技术可以分为五大类，分别为：机械类储能、电化学储能、化学类储能、电磁储能和热储能。除机械类储能中的抽水蓄能外，其余均为新型储能。相对于传统抽水蓄能，新型储能具有多重优势，包括建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的调控能力。从产业化进程来看，抽水蓄能作为最为传统的储能技术，商业化成熟度最高；而锂离子电池、熔融盐储能、压缩空气、全钒液流电池等技术路线，凭借较其它新型储能更高的技术成熟度，也已率先进入商业化阶段。此外，飞轮储能、氢储能、超级电容器等储能技术尚待成熟，目前处于示范应用阶段或研发阶段。锂离子电池仍是主流，但其局限性及长时储能需求增长推动其他技术路径加速商业化。新型储能中，2024年，以磷酸铁锂为代表的锂离子电池储能累计装机占整体新型储能的96%，占整体储能的55%，已经超越抽水蓄能成为第一大储能技术。然而，锂离子电池的安全性不足，且其本身并不适用于长时储能。随着对长时、大容量储能需求的提升，预计其它新型储能技术如液流电池、压缩空气储能、熔盐储热等将加速商业化应用。每种储能技术各具特色，在实际应用中，需要综合考虑各种储能技术的特点（包括储能时长、能量密度、功率、响应时间等），从而选择最适宜的技术方案。在成本方面，海外以自发配储为主，更加关注全生命周期度电成本（LevelizedCostofEnergy，LCOE）；当前，内地以强制配储为主，更加关注初始投资成本。后续随着储能电站盈利模式打通后，内地储能电站或会更加关注LCOE。4、136号文开启储能新篇章，大储由强配向市场驱动转变始于强制配储，136号文开启市场化驱动新篇章。复盘国内新型储能行业发展历程：政策驱动期（2020-2024年）：2020年以来新能源装机规模快速发展，电网消纳压力逐步显现，新型储能作为平抑新能源出力波动、补充电力系统灵活性资源的重要手段之一，重要性逐步提升。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能建设规模达到30GW。随后，各地相继出台新能源并网需强制配套10%-20%、2h储能的要求，行业高景气态势初显。2023年7月，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，储能应用场景、商业模式、盈利机制逐步明晰。根据国家能源局数据，2022-2024年新增新型储能装机16.8/48. 6/109.8GWh，连续三年增速超100%，储能行业已呈现规模化发展。市场驱动期（2025年以后）：强制配储虽带动新型储能装机规模的快速增长，但新型储能利用率较低、盈利能力较差等问题日益凸显，2025年2月国家发展改革委和国家能源局发布《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，下文简称“136号文”），明确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，标志着强制配储时代落幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随着136号文推动新能源全电量参与市场，新能源消纳压力逐步向新能源运营商自身转变，此外现货市场快速推进带动负电价频率提高、时段拉长，新型储能作为支撑新能源消纳与电网灵活性资源的刚需仍在，市场驱动的电网侧储能有望保持快速增长。136号文关键在于推动新能源全电量入市并构建可持续发展价格结算机制，短期看，新能源全电量入市，其所需要承担的消纳成本将通过电力市场全面显现，新能源强制配储政策取消成为必然，短期内或导致储能需求阶段性下降。长期看，新能源全量入市进一步拉大现货峰谷价差，为调节性资源提供更多效益空间，一方面增大独立储能需求，另一方面对储能运行提出更高要求，树立高性能护城河。136号文推动新型储能从强配到市场化收益转型。136号文推动储能产业由政策驱动转向市场驱动，136号文或推动储能产业三重变革，储能价值模式改变，强制配储退出后，过去依赖补贴和行政指令的商业模式或终结，储能需要通过电力现货市场、辅助服务市场、容量补偿等市场化交易实现盈利。未来储能电站有望跳出唯成本中标的模式，更加考验储能系统全生命周期收益能力。投资方或更为谨慎，面对全面市场化、充分竞争的电力市场，新能源项目投资方对配储经济性的评估或更为谨慎。企业必须通过技术优势、商业模式创新和成本控制提升自身竞争力，倒逼储能企业从“低价竞标”转向“价值创造”，对储能系统的独立市场化交易提出更高要求。5、各地出台支持政策，项目经济性改善有望带动投资规模维持高增随着储能在电网系统中的重要性不断提升，各地政府主要通过提供容量补偿、降低充电成本、推动储能参与辅助服务市场、保障调用次数等方式，优化项目收益。尽管市场担忧取消强配后储能招投标或放缓，但随着各地支持性政策的陆续出台，相关人士认为中长期内储能项目投资还将很可能维持较高增速。以内蒙古为例，在2025年14.5GW/65GWh的储能新增装机总目标下，3月出台政策给予了“2025年6月30日前开工的电网侧独立储能项目按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补偿期10年”的支持；在此背景下，6月1-23日内蒙古完成备案电网侧/独立共享储能规模达到8.53GW/41.00GWh，达到了1-5月全区备案储能规模的约50%。政策支持和高开工率，其根本都是新能源渗透率走高后当地电力系统对储能的需求增长所致。
02
发展背景
1、消纳压力——全球绿色能源转型背景下的消纳需求，储能可提供各时间尺度调峰、调频服务，并对传统输电设施形成一定替代
全球能源转型趋势明确，风光等波动性电源（VRE）装机规模快速增长，2024年全球光伏及风电装机分别新增452GW/115GW，同比分别 15.9%/-0.5%。风光等可再生能源发电具备随机性、波动性特征，高比例接入加剧电力系统日内净负荷波动，能源供需在“时”（如光伏午间出力高峰期负电价频现）、“空”（新能源出力与电力消费逆向分布，电网容量不足加大远距离传输难度）上的错配使得弃风弃光现象日益严重。据CPIA数据，当VRE渗透率超过15%时，风光消纳成本（即调峰调压调频等稳定性成本，当前以传统火电机组或燃气轮机组为主，启停成本较高）问题将开始显现；超过40%时，VRE消纳成本将超过其发电成本。截至2024年底，已有多个国家或地区风光渗透率超15%，其中德国风光发电渗透率达42.9%、英国渗透率已逼近40%；全球消纳形势严峻，亟需储能等灵活性资源进行系统疏导。国内：消纳红线放开 午间谷段设置（新能源机组盈利性下降），全国风光利用率双双跌破95%。2018年国家发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，明确提出全国风光利用率95%以上目标，此阶段消纳压力基本由电网企业承担（负责保量保价收购）；其后国内风光装机超速增长，电网企业消纳压力陡增、渐难堪重负，2024年2月《2024-2025年节能降碳行动方案》正式发布，放开“95%消纳红线”的靴子正式落地；与此同时，国内多个地区执行午间谷段电价，多因素叠加之下国内风光发电利用率不断下滑。截至2025年一季度末，全国光伏、风电利用率均已跌破95%，分别为93.8%、93.4%，较2024年底分别-3.0pct、-2.5pct；分地区来看，较2024年底，2025年一季度末全国共有27个地区（占比84.4%）光伏发电利用率出现下滑、共有25个地区（占比78.1%）风电利用率下降。2025年2月国家发改委、国家能源局重磅发布《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》（即“136号文”），明确要求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，“强制配储”的取消或将在短期内进一步加剧国内风光消纳压力。海外：弃风弃光及负电价频现，可再生能源装机需求较大。美国：电网老化、电力跨区域传输能力不足，电网阻塞导致的经济性弃电问题愈发严重，据美国德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）数据，为保持电网平衡，2022年ERCOT压减了约5%风力和9%太阳能发电量，且约64%弃风弃光发生在新能源高发时段，意味着需要增加储能来完成能量时移；此外据ERCOT预测，至2035年德州弃风及弃光率将分别增长至13%、19%。欧洲：负电价次数激增，据欧洲输电系统运营商Entso-E数据，截至2024年10月欧洲大陆出现负电价的时间占比已达6%，较2022/2023年的0.3%/2.2%分别提升3.8/5.7pct。2024年全年，欧洲最大电力市场德国负电价时长达468小时、同比 60%；法国负电价时长达356小时，同比翻倍。其他新兴市场：能源转型节奏持续加速，如沙特“2030愿景”明确到2030年将可再生能源发电占比提升至45%~50%（截至2023年底沙特发电量构成仍以天然气及石油为主，占比分别为61.8%、35.4%，太阳能发电占比仅约1.0%）、实现新能源计划总装机58.7GW，在新兴市场拉动下未来全球新能源发电渗透率仍具备较大提升空间。2、可观盈利性——负电价/午间谷段电价之下，纯光伏项目盈利性降低，储能配置需求迫切国内外电力市场化改革持续推进，收益模式不断丰富亦推升储能需求。以甘肃省（2024年9月甘肃电力现货市场正式运行，新能源上网电量分为保障性消纳和市场化交易两部分）为例，对比纯光伏项目与光伏配储项目的盈利性：考虑一个纯光伏项目，假设：建设规模100MW、设计运行年限25年、建设成本3元/W、机组年运行小时数1500小时，参考甘肃省电价执行机制（保障性消纳电量电价为燃煤基准价，9:00~17:00光伏发电上网电价不得超过0.5倍燃煤基准价），当光伏发电利用率为90%（2024年甘肃省光伏发电利用率约91.3%）、保障性消纳电量占比分别为50%/40%/30%/25%/20%/0%时，纯光伏项目IRR分别为7.1%/6.2%/ 5.2%/4.8%/4.3%/2.2%，午间谷价设置使得光伏项目盈利性随市场化交易电量占比提升而下降。考虑为该光伏发电项目配套建设储能系统：假设储能时长2小时、建设成本1.25元/Wh、每日一充一放、充放电深度为90%，甘肃省新能源峰段交易电价为不超过1.5倍燃煤基准价，则在上述情形下（光伏发电利用率为90%、保障性消纳电量占比分别为50%/40%/30%/25%/20%/0%时），若配储比例为10%，则配置储能后的光储项目IRR分别7.2%/6.4%/5.6%/5.1%/4.7%/2.8%，较纯光伏项目盈利性分别提升约0.2/0.2/0.3/0.4/0.4/0.6pct；敏感性分析表明，当配储比例增至15%/20%时，光储项目盈利性将进一步提升。随着国家“136号文”出台，未来新能源项目上网电量原则上将全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成，交易电价将充分反映新能源供需，光伏项目配置储能以提升盈利性的需求将更加迫切。3、用电可靠性需求——极端恶劣天气、突发地缘事件及大型数据中心等算力基础设施建设提速均将带来长期、稳定的备电需求极端恶劣天气、突发地缘政治事件下的用电危机：全球范围内极端恶劣天气频发、地缘事件叠加电网基础设施薄弱，使得部分地区大规模停电等用电紧缺现象时有发生，亟需储能提供紧急用电支持。以缅甸为例，2024年缅甸遭遇洪灾导致输电线路被严重破坏、大量水电及煤炭火力电站被淹，引发全国范围内的停电危机。无独有偶，受制裁、天然气管道被损及其气候变化等多重因素影响，伊朗自2024年夏天以来亦深陷电力危机。AI等信息技术发展对用电可靠性要求提升：数据中心、智算中心、通信基站等算力基础设施建设提速，2024年全球数据中心用IT支出达2930.9亿美元、同比 24.1%；该类用能场景对电能质量、供电可靠性要求极高，需全时段不间断运行以避免数据丢失及业务中断，储能作为备用电源可在出现断电时及时响应并提供电力支撑。当前国内数据中心储能电池主要采用铅电路线，北美及东南亚等海外地区受环保及占地要求影响，锂电使用占比逐步提升，未来锂电有望凭借高安全性、高效率及高经济性成为数据中心储能电池应用主流，据GGII预测，至2027年全球数据中心用储能锂电池出货量将达69GWh。
03
行业现状
1、国内储能增长稳健，需求仍有提升空间
24年国内储能装机创新高，招标 70%定调25年增长。根据CNESA，24年国内新增新型储能投运装机规模43.7GW/109.8GWh，同比增长 103%/ 136%，其中独立储能占比达99.1%，大容量能源服务、支持可再生能源并网、用户能源管理服务是各应用领域最主要的服务。根据不完全统计，我国大储24年1-12月招标116.0GWh，同增69.1%，中标105.6GWh，同增75.6%，为25年增长定调。光储价格双降，带动收益率跃升。2024年光伏及储能系统价格持续下行，截至2024年12月11日，182版型Topcon价格仅为0.71元，较22年12月高点降幅约60%，考虑光伏系统价格2.5元/W，户储PCS价格0.8元/W，户储电池约1元/Wh，光伏年利用小时数1200h，5kW 10kWh光储系统在0.5元以上电价水平下，回收期在9年以内，基本实现光储平价。组件及储能成本双降，以山东市场为例，测算结果为30%/2h光储系统IRR自23年底的8.8%提升至12%，共享储能自6.8%提升至22%。（3）政策促进配储比例＆时长增加，需求仍有提升空间各级政策陆续颁布，支持配储比例提高；长时储能规模化发展。研究发现，国内储能有两大趋势：配储比例提升：24年山东、河北、河南、江苏等地配储要求提升，对应25-26年投运的风光项目，配储比例基本均提升至15%以上，提升配储比有助于提升光伏余电消纳能力。配储时长提升：根据CNESA，2024年中国新增投运新型储能2-4h时长项目占比达到80%，新增项目（含运行、规划、在建）中，2-4h项目数最多，其次是4h 项目，同比增长45%，显著提升，2025年配储时长将继续提升。现货交易和容量租赁有望推动储能自发性增长。现货交易区域不断扩大。6月17日山东电力现货市场转入正式运行，全国目前共有15个省开展现货结算，其中山西、广东、山东是正式运营，其他省份处于试运行或调试运行阶段。多地出台容量补偿政策。近年来多地出台的储能容量租赁专项政策，通过指导价及租赁期限要求形式，为独立储能电站提供“保底”收入；如以2h储能系统考虑，则以上地区的容量租赁指导价换算到功率计量，范围为75-400元/kWh·年，平均值为185元/kWh·年。配储实际使用率较低，新能源配储<独立储能<工商储：国家电化学储能电站安全监测信息平台发布了《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，23年新能源配储新增8.3GW，占比46%；电网侧9.6GW，占比53%；工商储0.2GW，占比1.2%。其中2023年，新能源配储平均利用率指数17%，年运行小时数797h；独立储能平均利用率指数38%，年运行小时数953h；工商储利用率指数65%，年运行小时数5303h。国内配储追求低成本而非性能，随独立储能占比提升有望改善。目前由于配储收益机制尚未完善，配储仍为成本项：以山东项目的理想状态为例，测算10%/2h下，IRR为15.1%，低于纯光伏的16.5%。由于国内储能多为强制配储，为节省投资成本，储能系统多为价低者得，价格竞争激烈，Q2末价格基本稳定为电芯0.3-0.35元/Wh，储能系统0.6元/Wh，远低于海外1元/Wh。随未来配储收益机制完善，独立储能占比提升，国内储能系统价格或有所回升。预计25年国内新增储能装机同比增长25%至114GWh。大储贡献主要增量，2024年国内光伏大电站装机同增约25%，而储能功率配比提升2pct至20%，配储时长提升0.4h至2.5h，预计大储装机超过70GWh，同比增约80%；2025年光伏新增装机速度将放缓，新增装机超140GW，功率配比提升2pct至22%，配储时长提升0.2h至2.7h，新增大储装机约83GWh，同增14%。美国储能装机主要以表前储能为主，根据美国能源署（EIA）统计数据，2024年美国表前储能装机10.4GW，同比增长19%，2025上半年实现装机5.65GW，同比增长30%。2025年7月，美国总统特朗普签署“大而美”税收和支出法案，使其生效。根据中关村储能产业技术联盟（CNASA）整理，该法案对储能行业做出相关规定：新增10亿美元拨款，明确允许用于电网可靠性建设、发电设施配套储能、输电基础设施升级，重点支持长时储能技术示范项目、极端气候应对能力建设、偏远地区微电网储能系统；储能税收抵免时限延长至2036年，设置分阶段退坡的政策，储能项目若在2033年底前开始建设，抵免为100%，2034年75%、2035年50%，2036年以后抵免停止；为储能行业提供了更长的政策支持窗口，减缓了退坡幅度，相比原计划的逐年大幅削减（20%/40%/60%），新方案退坡节奏更平缓（25%/50%）。供应链审查严格。法案规定，2025年12月31日后开始建设的储能项目若涉及受关注外国实体和指定外国实体，则无法享受投资税收抵免（ITC）和生产税收抵免（PTC）。受关注外国实体（FEOC）包括中国军事公司、特定电池生产实体等。若储能项目股权、债务或技术协议触及法案设定的阈值（如单一指定外国实体持股≥25%），将无法获得IRA税收抵免；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"支配，否则可能丧失30%ITC资格；此外还面临着合同条款风险，与美国企业合作的技术许可协议若包含产量/数据控制等条款，可能被认定为"有效控制"。美国储能短期需求确定性强。“大而美”法案通过后，GGII预计在美投建产线观望或停工几率较大，美国储能产业链将会加速洗牌，同时对2025全年美国储能抢装将会加速，同时2026年后需求将会走弱。根据EASE及SPE数据，2024年欧洲储能新增装机约21.9GWh，同比 27%，从结构来看，2024年欧洲户用储能装机10.9GWh占比约50%，同比-9%，欧洲表前储能装机8.9GWh，占比达到40%，同比增长144%，工商业储能装机2.2GWh，占比10%，同比增长37%。从地区结构来看，2024年欧洲储能装机中，德国、意大利、英国为前三装机排名国家，分别新增装机6.2/6.0/2.9GWh，占比分别28%/27%/13%。表前储能为欧洲市场增长主流。伴随各国政府对能源安全的重视、高比例可再生能源并网以及储能系统带来的经济效益，欧洲表前储能装机量呈现快速增长。以德国储能装机数据为例，2025年1-6月德国表前储能新增装机0.58GWh，同比 130%，其中6月德国表前储能新增装机分别为115MWh，同比 387.3%，表前储能新增装机大幅增加。欧洲户用光伏配储率高，户储市场增速放缓。自2021年欧洲能源危机以来，居民用电价格暴涨同时叠加政府补贴，欧洲户储经济效益显著，户用储能迅速普及，截至2024年底欧洲已有340万套户用储能系统，部分国家如德国2024年新增光伏配储率已经达到79%，意大利达到76%。以德国户储新增装机量为例，2025年1-6月德国新增户储装机约1.8GWh，同比下降近30%，其中6月德国新增装机户储新增装机为266MWh同比-40%。预计未来欧洲户用市场增速下降。欧洲工商业储能有望实现快速增长。2024年欧洲工商业储能装机2.2GWh，同比增长 16%。在欧洲动态电价普及，政策补贴加强下，工商业储能经济性有望得到提升，有望激发需求。中东、南美、澳洲、东南亚大储率先爆发，大项目批量落地。中东：大项目招标即将密集落地，25-26年爆发，预计25H1将有50-60GWh项目招标落地；智利：大储开启高增，多项目储备25年爆发，智利在建项目7.9GWh，支撑25年装机翻番至4GWh；澳大利亚：大规模大储已开建，25-26达到并网高峰，预计25/26年新增装机3.5/5.5GWh；南亚和东南亚：大项目密集落地，其中印度2024年装机规模超1Gwh，或强制配储，25年将打开5GWh空间；菲律宾24年并网0.8GWh，2026年新增规模达到2GWh。新兴市场大储24-26年爆发，可持续至2030年。预计2024年新兴市场储能装机18.1GWh，同比 93%，其中大储装机达到10.6GWh，同比增约121%，贡献主要增量。大储装机分地区来看，中东地区3-4GWh、智利2GWh、澳大利亚1.5-2GWh、印度1GWh。2025年新兴市场储能新增装机预计超过44GWh，同比 145%，其中大储装机或将达到34GWh，同比增221%，主要受益于中东地区大储装机需求大规模爆发，同比4倍增长至20GWh。
04
供需格局
1、需求端：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。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。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。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。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、供给端：新技术迭代，带来内卷式竞争下的长期价值增量边际变化一：储能系统由“被动跟随”→“主动支撑”，PCS环节有望实现倍数级需求增长、价值量同步提升。高比例可再生能源接入使得电力系统呈现“低惯量、弱阻尼”特征，电网稳定性面临极大挑战。早期电力系统依赖大规模同步发电机来平滑新能源发电波动，当前传统燃煤机组已开启“退役潮”，构网型储能因可模拟同步发电机功能，需求不断兴起。据GGII数据，2024年国内构网型储能项目招标规模已超15GWh、约占全年招标量的5.7%。从技术路径来看，构网型储能对设备短时过载能力要求极高、业内主要通过超配PCS方式实现；政策层面，国家级技术标准暂未出台，新疆为国内首个明确具体技术要求的地区（2023年发布《构网型新型储能并网技术要求》），提出构网型储能系统应具备功率响应时间不大于5ms、120%额定电流下持续运行不少于2min、300%额定电流10秒短时过载等能力（需超配2~2.5倍PCS）；价值层面，构网型储能溢价显著，2025年6月开标的“中国电建水电十二局凉山盐源牦牛坪光伏发电项目”中，其所配置的2小时构网型储能系统中标价格超0.7元/Wh、较当前2小时储能系统均价高出31.6%。
边际变化二：系统扩容下“大电芯”升级趋势确定，但最终路线尚在博弈。降本诉求驱动储能电芯向大容量发展，电芯容量增大可降低系统集成复杂度、提升系统能量密度、减少单个系统所需电芯及零部件数量，进而摊薄储能系统整体的单位成本。从技术演变路径来看，早期280Ah电芯（沿用动力电池技术、产能直接切换）凭借规模与产品标准化优势迅速抢占储能市场；2023至2024年国内储能电芯产能经历了由280Ah向314Ah切换（据GGII数据，至2024年底产能切换率已超5成，2024年314Ah电芯出货量渗透率超4成）的过程；而当前储能电芯正由314Ah向400 Ah电芯过渡，但最终路线暂未确定（需与系统整体协同，要综合考虑集装箱尺寸、PCS功率及整站配置等多重因素）。从头部企业布局来看，宁德时代采用587Ah路线，从系统集成端反向定义电芯，单个20尺集装箱容量为6.25MWh，充分满足储能电站新国标要求（单分区不超过50MWh，即一个分区配置8个储能集装箱）；阳光电源则推出30尺储能系统、系统容量达12.5MWh，对应配置684Ah电芯。从价格上来看，314Ah电芯应用初期溢价明显，2024年7月初其均价较280Ah电芯高出0.03元/Wh，后随着渗透率逐步提升、市场竞争加剧，两者价格不断趋近，未来更大容量电芯推出或将带动储能电芯价格上行、扭转行业低价态势。
05
产业链分析
1、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。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。整体来看，储能产业链的未来看点仍集中在电芯及PCS领域：竞争格局好、技术迭代快、盈利水平优，龙头企业ROE（摊薄）表现强势。具体而言：电芯环节：竞争格局优、龙头地位稳固，是整个产业链技术迭代最快、技术敏感度最高的环节。PCS环节：产品具备差异化属性，企业可通过错位竞争形成优势；光储两端同时受益，亚非拉新兴市场带动下，需求强劲。对比2024年产业链各环节盈利水平：PCS、电芯环节平均ROE分别为13.5%、6.3%，位居前二；集成端进入壁垒相对较低、前期众多企业跨界入局（多为电芯或PCS企业向下延伸）、单纯从事集成业务的企业之间内卷更为严重，企业胜出关键在于渠道，2024年平均ROE为-4.3%、表现相对低迷。电芯及PCS为储能产业链核心价值环节，在整个系统中的成本占比合计超7成。考虑一个150kW/ 300kWh的储能系统，参考当前各部件均价（假设电芯、PCS、EMS、BMS、温控价格分别为0.30/0.17 /0.08/0.04/0.06元/Wh），则对应系统成本约19.1万元，其中电芯、PCS、EMS、BMS、温控价值占比分别为47.2%/26.0%/11.8%/6.3%/8.7%，电芯及PCS占据产业链价值核心，系统集成端对其余环节价格敏感度较低。（1）电芯：龙头企业掌握核心话语权，国内二线电池厂商赶超日韩宁德时代龙头地位稳固，亿纬锂能、国轩高科赶超日韩。锂电池行业整体竞争格局较为稳定、市场集中度高，2021~2024年行业CR5均超70%，国内企业宁德时代、比亚迪稳居出货量TOP5。与锂电池行业整体相比，储能电池细分市场竞争程度更为激烈，前期产能主要依靠动力电池产线切换而来，故头部动力电池企业具备先发优势，市场早期主要玩家为宁德时代及LG新能源、三星SDI等韩企；后续随着储能需求高涨，二线电池厂商亦纷纷切入储能赛道、市场竞争程度日趋激烈，2021至2024年行业CR5由88.6%降至71.4%，国内厂商凭借性价比优势迅速抢占市场，亿纬锂能、国轩高科市场份额不断提升，分别由2021年的2.3%、2.3%提升至2024年的13.3%、6.0%。龙头企业把握技术演变方向，上游供应链垂直整合度高、下游定制化服务能力强，在产业链中掌握核心话语权，逆市中盈利表现持续优异、抗风险能力强劲。代表企业：宁德时代：盈利稳定且优异、ROE遥遥领先；单Wh毛利连续多年保持0.15元以上水平，领先行业均值约0.02~0.07元。究其原因：技术持续迭代，高溢价产品放量优化出货结构、抵消行业降价压力。先后推出神行Plus超充（全球首个续航1000km且可满足4超充性能的磷酸铁锂电池）、麒麟（放电功率超1300kW）、骁遥增混电池（全球首款纯电续航400km以上且兼具4C超充性能）、天恒储能系统（5年零衰减）等。参股上游核心供应商，成本管控能力强。铁锂环节参股湖南裕能、德方纳米、龙蟠科技、江西升华等，三元环节设子公司宜昌/宁德/湖南邦普，负极参股尚泰科技、杉杉股份、中科电气等，隔膜环节与恩捷股份合资成立公司。深度绑定下游头部企业，满足客户定制化需求。2022年至今先后与宝马、福特、北汽、理想、赛力斯、长安等国内外知名车企达成战略合作并参股奇瑞，以合资建厂、提供技术服务等形式实现与下游客户的深层绑定。亿纬锂能：逆市中的储能新星，ROE波动明显小于其他二线厂商。公司以锂原电池起家，2012年切入锂电领域，前期聚焦消费电池市场，2021年起储能电池快速放量，市占率连续多年实现突破，2021~2024年公司储能出货量由1GWh提升至40GWh，CAGR达242.0%，市场份额跃居全球第二。逆市之中公司同时表现出较强的风险抵御能力，连续四年ROE维持10%以上水平、领先行业均值。（2）PCS：把握需求结构性变化下的差异化布局机会区域市场侧重及产品功率段的差异使得PCS环节参与企业的业绩呈现分化，前期侧重欧洲布局的企业2024年业绩出现不同程度下滑，阳光电源、德业股份等市场布局均衡、在新兴市场具备先发优势的企业盈利表现相对优异。PCS环节中的主要参与者为老牌光伏逆变器企业，各企业在细分市场及产品功率段具备一定差异性。当前行业需求呈现结构性变化，欧美传统市场增速趋缓（欧洲市场前期因能源危机增速较快、近两年基本处于去库状态）、亚非拉等新兴市场需求高度景气且具备延续性（弱电网下的用电保障需求 发达国家资金支持 光储成本下降等），各企业盈利水平因市场布局呈现出分化趋势。具体而言，前期侧重布局欧洲的厂商在经历2022~2023年的业绩爆发期后，2024年业绩均出现不同程度下降；而区域市场布局均衡、在新兴市场渠道积累丰富的企业业绩表现突出，如阳光电源、德业股份等；此外产品功率段差异亦带来企业盈利差，微逆企业产品定位中小功率段（颗粒度较组串/集中式更细）、下游价格敏感度更低，相关企业净利率水平居行业前列，如禾迈股份等。逆变器产品toC属性渐强，大型光储看项目经验及企业可融资性、分布式看渠道铺设及品牌影响力。大型光储方面，海外（如欧美等地区）产品认证周期较长，需与当地项目业主或渠道商建立稳定合作关系，对企业可融资性要求较高（逆变器企业可融资性越高，客户使用其产品更易获得金融机构长期贷款）；国内市场则侧重考察企业集采项目入围情况。从国内逆变器集采项目入围情况来看，2024年阳光电源集采入围规模处行业第一梯队；此外，在BloombergNEF发布的《2024逆变器可融资性调查报告》中阳光电源亦登顶全球逆变器企业可融资性排名榜，为大型光储领域绝对龙头。分布式光储方面，逆变器逐渐由toB向toC属性过渡，对企业的渠道铺设、售后服务能力及品牌影响力要求极高。以德业股份为例，截至2024年底德业已在菲律宾、越南、泰国、南非德班等主要销售地区建立本土售后中心，并计划在欧洲（波兰、保加利亚、西班牙）、东南亚、非洲增设售后点；当前德业海外市场已由最初的印度、美国辐射至全球110多个国家和地区，渠道铺设日益完善。
06
市场格局
1、储能系统价格：海外价格高，盈利好
（1）海外不同区域储能系统价格分化，总体有下降空间25年国内储能系统价格触底回升，海外储能系统价格在24年大幅下降后相对平稳。国内储能系统均价24H2跌至0.5-0.6元/wh之后，逐步回升至25Q1的0.8元/wh。海外储能价格24年起逐步回落，25Q1特斯拉均价降至0.26美元/wh 。分区域看，欧美系统溢价明显，中东印度等价格低。欧美24年价格基本为0.3美元/wh，25年预计仍有0.2美元/wh，壁垒高格局好；其次为澳大利亚、智利等地；中东、印度等价格低，竞争激烈，新签订单价格基本为0.8-1元/wh，其中包含0.1-0.2元/wh维保费。海外储能系统价格处于下降通道，仍远高于国内，整体盈利仍可维持0.3元/wh 。24Q4-25Q1国内储能系统均价小幅回升至0.7-0.8元/wh。海外储能价格持续下降，25Q1特斯拉均价0.26美元/wh。考虑25年欧美价格回落至1.3元/wh左右，预计国内集成商单wh利润0.3元 。由于国内厂商成本低，整体盈利远高于海外集成商（25Q1特斯拉储能毛利率29%，Fluence为13%）。 2、竞争格局：海外市场电芯集中度高，系统分化，大型PCS格局优于户用电池系统：以特斯拉和阳光为首，多方势力进入，电池龙头潜力大。相关人士测算海外大储24年装机需求70GWh，考虑系统端备货，预计系统出货量130GWh。其中特斯拉、阳光预计出货量分别为40/20GWh，分别占33%、17%的份额，为第一梯队，预计25年份额仍有提升空间。第二梯队为Fluence、比亚迪、阿特斯、远景、Nidec等，预计出货量4-7GWh。同时，宁德、晶科等企业进入，预计将抢占一定份额。储能电池：宁德时代遥遥领先，25年中东、智利放量，或略微分散份额。预计24年宁德海外储能出货90GWh ，占海外份额60% ，其次为亿纬、比亚迪、国轩、南都等，海外大储需求高度依赖中国产能。考虑亚非拉市场，进入门槛低，竞争激烈，预计该地区宁德份额低于欧美市场，25年海外大储份额预计微降，但依然可稳定保持50% 。大型PCS市场：以特斯拉和阳光电源为首，头部效应显著。经测算海外大储PCS在2024年的总出货量为43.6GW。其中，特斯拉和阳光电源的预计出货量分别为15.4/11.4GW，占比分别为21%、16%，位列第一梯队，25年份额预计进一步提升。第二梯队包括上能电气、科华数据、盛弘股份等，单厂出货量预计在6-8GW之间。大储市场的竞争集中于头部企业，目前品牌效应和技术优势是制胜关键。户储PCS市场：渠道为王，新兴市场德业领跑，总体市场集中度低，竞争仍较为激烈。预计2024年全球户储PCS出货量为12GW，德业股份预计出货量为2.4GW，占比20%，位居行业第一。锦浪科技/艾罗能源/固德威分别预计出货量0.6/0.5/0.3GW，合计占比10% ，构成第二梯队。其他还有Enphase/Solar edge/Tesla等海外厂商仍占据一定份额。（1）大储：国内企业出海加速，海外格局有望进一步集中受国内大储价格竞争及海外储能需求持续释放影响，头部储能企业纷纷瞄准海外需求，根据统计，2024年至今，国内储能企业签约或中标海外储能项目规模约38GWh。海外储能市场市场化程度较高，出现类似国内的激烈价格竞争情况可能性较小，同时市场份额有望持续向具备技术、业绩及资金实力的头部企业集中。理由一：项目普遍要求成熟项目业绩积累，头部企业先发优势明显海外电力市场化程度高，储能项目经验认可度广。海外电力市场化程度普遍较高，2022年全球约有50%的电力消费来自于市场化的电力系统，储能项目的需求和商业模式更加多元。不同国家和地区有不同的技术标准和法规要求，对系统集成商的经验和技术要求更高，因此具有海外成熟项目业绩积累的集成商更易获取客户信任。同时，由于海外大型新能源开发商储备项目规模较大，进入客户供应体系并成功交付项目后有望持续获取新签订单，以国内阳光电源、阿特斯、比亚迪近几年新签订单为例，其中不乏与同一个开发商签约多个项目的案例。理由二：系统集成角色重要，长期运营属性决定头部企业强者恒强储能系统集成并非简单的组装，其在电站的建设和运营中扮演着至关重要的角色。储能系统集成商负责将电池单元、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量管理系统(EMS)以及其他配件等组合成一个复杂的系统。他们不仅需要确保所有部件的兼容性和协同工作能力，还要保证整个系统的安全性和可靠性。由于电池储能系统往往包含来自多个供应商的产品，为了保障系统工作时的一致性，需要集成商在设计、安装、调试等多个环节进行把关。与普遍认知不同，从故障分析结果来看，集成、组装及施工阶段的难度大于制造。根据美国电力研究所(EPRI)发布的《来自EPRI电池储能系统故障事件数据库的见解：故障根本原因分析》报告，与以往普遍认为电池是造成系统故障的观点不同，报告根据对过往26个储能项目的故障分析，认为BOS和控制系统是故障最常见的原因，电池单元本身的故障相对较少；同时故障更多出现在集成、组装和施工环节，其次是运营环节，而制造问题导致的故障数量最少，体现出集成商交流侧集成能力和现场调试经验等“软实力”的重要性。储能电站运行寿命普遍在10年以上，长期运营属性决定头部企业强者恒强。储能属于资本密集型行业，如今动辄几百兆瓦时至吉瓦时级别的项目前期垫资需几亿至几十亿元。此外，市场化条件下，储能电站作为资本开支较大的长期运营类资产，其经济效益由项目稳定运行的时间决定。因此海外项目对设备故障后的及时维护能力及一旦发生事故的赔付能力提出较高要求。因此，对于开发商而言，在选择系统供应商时会更倾向于选择，具备本地化服务支持能力以及市值较高，资金及项目可融资能力较强的头部企业。理由三：构网型储能对PCS及并网技术要求进一步提高门槛，头部企业优势稳固构网型储能对维持电网稳定具有重要意义。随着光伏、风电等可再生能源渗透率的持续提升，逆变器等电力电子设备逐步取代传统同步发电机在电力系统中的主导地位。传统的并网型逆变器一般采用最大功率跟踪输出原理，主要目的是将新能源注入电网，但面对系统电压、频率变化时响应不够迅速，且无法在没有电网的情况下提供必要的惯性支持，导致电力系统惯性减少、稳定性面临挑战。在此背景下，业界提出构网型逆变器的概念，本质上是通过特有的控制策略实现电力电子设备独立产生并维持电网电压和频率，可以在电网故障或孤岛模式下帮助电网维持稳定，具有构网型逆变器功能的电池储能系统被称为构网型储能系统。构网型储能尚处发展初期，掌握核心技术的系统集成商有望形成差异化竞争力。从定义可以看出，构网型储能技术的核心在于更为复杂的电力电子控制技术，需要相关企业在控制策略、拓扑设计及硬件电路设计方面有丰富的经验和技术积累。全球范围来看，构网型技术仍属于前沿技术领域，目前只有在美国、澳大利亚、英国、欧盟等国家和地区得到较为广泛的研究和应用，并且建立了相对全面的技术标准和规范，其他地区仍处于发展初期。因此，目前构网型储能市场的主要参与者主要为在欧美及中国头部电力电子企业，国内比较成熟项目案例大多来自南瑞、阳光、华为等，海外具备构网技术的企业主要有德国SMA、特斯拉等。未来随着越来越多国家和地区对构网型储能技术要求的提高，对电网及并网技术的深刻理解或将成为电力电子企业出身的系统集成商形成差异化竞争力的关键。从结果来看，2022-2023年市场化程度最高的欧美市场竞争格局呈现出提升的趋势。欧洲地区前三大储能系统集成商日本电产、特斯拉和比亚迪的市场份额从2022年的54%增加到2023年的68%；北美地区前三大系统集成商特斯拉、阳光电源和Fluence的份额从2022年的60%增加到72%。尤其是特斯拉，随着其新产能的持续释放，在欧美市场的市占率显著提升，2023年全球市场份额达到15%。（2）户储＆逆变器：新兴市场需求增长逻辑不改，产品特性及渠道决定企业分化2024年欧洲户储需求放缓，但新兴市场的需求放量下，二季度户储及逆变器企业收入普遍回暖。当前新兴市场户储及逆变器的需求增长主要由补贴性政策（代表国家：印度）、光储降价后经济性边际提升（代表国家：巴西）以及电网建设落后的离网刚性需求（代表国家：巴基斯坦）构成。长期来看，新兴市场人口约占海外人口的70%，光储渗透率仍处于较低水平，中短期层面，各国需求增长的逻辑尚未发生变化，预计2025年新兴市场的户储及逆变器需求仍然会保持增长。同时随着欧美地区陆续开始降息，户储及逆变器需求有望逐步回暖。2024户储及逆变器企业毛利率出现分化，主要与各企业产品特性及渠道能力有关，率先布局新兴市场、能够针对不同市场提供不同特性产品的企业alpha优势明显，且短期内受同质化产品价格竞争的冲击也相对较小。展望后续，预计行业将进一步向客户资源优质、资金实力强、品牌知名度高的公司集中。
07
出海 AI带来新机遇
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。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。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。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%。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，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。欧洲：新能源装机放量驱动储能需求，大储市场正加速崛起。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。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。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%。
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相关公司
1、阳光电源：储能装机景气驱动，公司业绩稳步增长
公司2025H1实现归母净利润77.35亿元，同比 56%。公司发布2025半年度业绩，公司2025上半年实现营收435.33亿元，同比 40.3%，实现归母净利润77.35亿元，同比 56.0%，实现毛利率34.4%，同比 1.9pct；净利率16.3%，同比 1.7pct。对应2025Q2公司实现营收244.97亿元，同比 33.1%，环比 28.7%，2025Q2实现归母净利润39.08亿元，同比 36.5%，环比 2.2%。Q2 毛利率33.8%，环比-1.4 pct，Q2净利率16.0%，环比 4.1pct。 公司储能业务已成长为核心支柱业务。2025年上半年公司储能业务营收178.03亿元，同比增长127.7 8%，毛利39.92%，同比下降0.16pct。2025年上半年全球锂电储能新增装机容量达到109GWh，同比增长68%，公司储能系统广泛应用在欧洲、美洲、中东、亚太等成熟电力市场，全球竞争能力行业领先，公司储能业务营收占总营收40.89%，首次超越逆变器成为核心支柱。 光伏逆变器稳健增长，持续深化全球化布局。2025年上半年公司光伏逆变器业务实现营收153.27亿元，同比增长17.06%；毛利率为35.74%，同比下降1.9pct。得益于中国国内抢装需求爆发，2025年上半年全球新增光伏装机310GW，同比增长60%，公司持续完善全球布局，加码布局欧洲、美洲、亚太、 中东非及中国市场，光伏逆变器全球竞争力及影响力持续提升。新能源开发业务营收小幅下降，毛利率同比提升。2025年上半年公司新能源投资开发业务实现营收83.98亿元，同比下降6.22%，毛利率为 18.0 6%，同比增1.2pct。营收小幅下滑、毛利率上升或主要系长周期、高毛利的项目占比提升，使得公司开发业务的确收节奏略微滞后。截至2025年上半年，公司全球累计开发建设光伏、风力发电站超57GW，伴随着风电、光伏进入平 稳增长周期，公司新能源开发业务将稳步增长。 把握AI新赛道，公司规划布局AIDC电源业务。公司深耕电力电子技术多年，连续跨界并成功打造多款电力电子优秀产品。公司技术积累深厚，与AIDC电源的技术适配性强，且已于2025年5月设立子公司开展AIDC电源业务，未来公司将致力于打造"光伏发电-储能调峰-AIDC 供电”的一站式解决方案。2、德业股份：工商储业务起量明显，新兴市场持续发力公司整体盈利能力保持稳定，储能电池包业务占比稳步提升。业务结构方面，2025年上半年公司逆变器、储能电池包、热交换器、除湿机分别实现营业收入26.4亿元、14.2亿元、8.7亿元、4.1亿元，同比分别 13.9%、 85.8%、-17.8%、-10.3%，占比分别约47.9%、25.8%、15.7%、7.4%，占比较2024年全年分别变动-1.8%、 3.8%、-1.8%、-1.3%。业务结构上延续了2024年的态势，逆变器业务同比修复明显，储能电池包业务保持快速增长，占比持续提升。盈利能力上，2025 年上半年公司毛利率为37.5%，同比 0.3pct，环比 0.5pct，其中逆变器、储能电池包、热交换器、除湿机业务毛利率分别为 47.8%、35.0%、12.6%、36.1%，公司整体盈利能力基本保持稳定。工商储业务起量明显，储能电池包业务保持高增态势。逆变器业务方面，2025年上半年公司逆变器出货 76.4万台，同比约 7.3%，增速基本保持稳定。其中户用储能逆变器27.3万台，工商储4.3万台，工商储产品利用公司的渠道优势及研发优势，产品适配海外市场需求，起量显著，预计增量主要来自东南亚、非洲、中东等新兴市场。储能电池包业务保持快速增长态势，增长一方面来自于自供比例提升，同时也得益于公司通过高规格参展与深度区域路演相结合的方式开拓国际市场，上半年共主导参与4场国际储能展会，并组织开展了5场区域路演及品牌晚宴，业务触达7个重要市场。活动 中重点发布包括离网逆变器、SE-F 海王星系列电池、阳台储能解决方案、100K PCS及BOS-B工商储解决方案、MS-LC430光储充一体化解决方案在内的多款新品。除湿机和热交换器业务同比有所下滑，除湿机业务下滑主要系产品同 质化竞争加剧，且上半年回南天天气特征相对较弱，热交换器业务主要系客户 需求收缩导致。公司的环境电器市场策略明确，定位中高端人群市场，除湿机产品龙头地位稳固。3、亿纬锂能：全面型锂电池供应商，深厚技术优势助力腾飞锂电综合供应商，深耕行业二十余年。公司成立于2001年，于2009年在深圳创业板首批上市。经过 20多年的发展，公司具备全球领先的锂电池技术和解决方案，并且建立起全球化的销售和售后服务网络。 公司具备多个产品类型，可以覆盖下游动力、储能、消费等多个领域，可以为下游不同领域和性能需求提供相应的产品，为全面型锂电池供应商。公司为领先的锂电池企业，客户覆盖国内外主机厂等，产品销售网络不断扩大。公司持续推进匈牙利、马来西亚、美国等核心海外核心区域建设，加速国际化产业布局。 动储：份额全球靠前，技术布局前沿。公司为全球动储领域领先供应商，2024年全球动力 储能市占率 为5%，同比提升约1个百分点；动力和储能电池全球市占率分别为3%、13%，排名第9位、第2位。 从行业的角度，动力电池行业经历高速发展阶段，后续在技术的驱动下有望实现新能源汽车销量的增长和渗透率的深化；全球储能行业处于快速发展期，后续由政策转为市场驱动，国内储能市场将进入健康发展阶段。从公司的角度，公司为技术驱动型企业，从消费到动储领域，从 商用车到乘用车领域，公司始终以技术和产品驱动打开下游市场。公司具备较强的前瞻性眼光，在新能源汽车进入快速发展前 期就精准发掘未来的机遇；在储能行业精耕细作，通过快速的技术和产品导入，实现业务的切入与发展。在细分领域不断做大做强，产品和技术上不断升级，多环节推出拳头产品；持续探索低空、机器人等新的赛道，布局固态电池等新技术方向；并布局海外本土化供应，打造成为全球化锂电供应商。 消费：公司发展基本盘，领先地位稳固。公司是从锂原电池起家，2003就开始深度布局锂原电池产品， 随着公司技术上持续攻关，打破海外的垄断局势。公司持续探索细分赛道的发展趋势，抓住电子烟、TWS耳机、电动工具、可穿戴设备等发展机遇，增厚公司利润。从公司各项业务毛利率比较来看，消费电池为盈利能力最好的细分业务，2023年和2024年毛利率均明显高于动储业务。后续来看，公司消费电池业务有望受益于智能化、轻薄化等需求以及叠加AI应用带动消费电子行业复苏，实现稳定增长。 供应链持续完善，不断拓展业务范围。公司较早布局锂电池关键金属原材料的供应，并持续扩大和优化回收体系，有助于保障原材料供应以及降低成本。在海外布局原材料供应有望与公司海外的产能形成较好的协同，提升海外业务链的完整性，进一步夯实公司的综合实力。为了更好延伸公司技术优势、拓展业务形态，公司推出CLS全球合作经营模式，通过技术授权、合作研发及服务支持构建全球化产业协同网络，有效完善产业链布局并推动技术迭代。营收持续增长，出海快速增长。收入端：2025年上半年，公司实现营业收入45.22亿元，同比增长22.66%。公司聚焦储能业务，2025年上半年储能业务营收45.12亿元，同比增长23.6%，占公司营收的比重达到99.77%。收入地域分布来看，2025年上半年公司实现境内收入42.24亿元 ，同比增长14.9%； 实现境外收入2.98亿元，同比快速增长3195.7% 。上半年公司境内/境外收入占公司营收比 重分别为93.41%/6.59%，境外业务为公司带来新的增长动能。2025年第二季度，公司实现营业收入29.74亿元，同比增长27.15%。毛利率：2025年上半年公司销售毛利率17.54%，较2024年同期减少1.94pct；其中储能业务毛利率17.58%，同比减少1.42pct。分地区来看，公司境内业务毛利率16.22%，同比减少3.22pct；境外业务毛利率36.23%，同比减少0.33pct。净利率：2024年，公司销售净利率7.01%，较上年同期（7.60%）减少0.59个百分点。公司储能系统市场地位领先。公司是国内较早进入储能领域并持续在此行业深耕的企业，经过近14年的发展，公司已经成长为行业领先的储能系统解决方案与技术服务供应商。国内市场方面，根据中电联统计，截至2024年年底，国内已投运电站装机量排名中，海博思创位居第一。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA Datalink全球储能数据库）统计，2025年1月-6月，在储能系统集采/框采中标企业中，海博思创中标标段数位列第一。全球市场方面，根据Infolink统计，2024年、2025年上半年，公司储能系统全球出货量均位居全球第五名，市场地位稳定。2025年上半年公司储能业务大幅增长，业绩显著回升。公司主要从事组串式逆变器的研发、生产、销售和服务，产品为并网逆变器和储能逆变器，并通过子公司锦浪智慧从事分布式光伏发电。2025年上半年，公司营业总收入增长稳健，净利润大幅增加，尤其是第二季度，营业总收入22.76亿元，同比增长 16.25%，环比增长50%，归属于上市公司股东的净利润4.07亿元，同比增长22.75%，环比增长109.2 7%。分业务来看，2025 年上半年公司并网逆变器实现营业收入18.20亿元，同比下降11.22%；储能逆变器实现营业收入7.93亿元，同比增长313.51%；新能源电力生产营业收入3.04亿元，同比增长0.8 7%；户用光伏发电系统营业收入8.08亿元，同比增长4.12%。公司海外地区（包括中国港澳）营业收入 17.78亿元，同比增长25.26%，销售占比提升4.56个百分点至46.86%。值得一提的是，公司优化产品结构，优化客户结构，降低逆变器单位成本，不断推出更高技术含量和高附加值产品，提高大中功率逆 变器产品和储能系列产品占比。受此影响，公司销售毛利率提升3.49个百分点至35.67%，与之同时，公司财务费用1.06亿元，同比下降35.37%。因此，公司盈利能力有显著上升。公司逆变器全球地位稳固，储能逆变器表现亮眼。公司在光伏逆变器领域深耕多年，具备技术优势、产品可靠性优势、全球化业务布局优势、品牌优势等。公司是组串式逆变器领先企业，产品包括单相、三相系列产品，覆盖从低到高不同功率段，应用于户用、大型工商业和地面电站等多种应用场景。根据Wood Mackenzie的统计， 2024 年公司逆变器出货量占全球出货量的5%，排名第三名。2025年上半年，公司光伏逆变器销售量46.62万台，同比下滑6.98%。公司并网逆变器实现营业收入18.20亿元，同比下降11.22%，毛利率26.12%，同比提升7.62个百分点；储能逆变器实现营业收入7.93亿元，同比增长313.51%，毛利率30.27%，同比提升2.69个百分点。公司储能逆变器业务逐成公司业绩的重要贡献力量。预计随着储能逆变器技术进步和储能电池等储能系统成本的不断下降，储能系统的经济性有望进一步提高，从而推动储能逆变器市场 的不断发展。公司坚持国内和国外并重的发展理念，开拓亚洲、欧 洲、南美、北美、大洋洲及非洲等全球主要市场，外销区域不断拓展，储能逆变器规模有望持续扩张。公司分布式光伏发电业务贡献稳定现金流，关注136号文后对后续装机影响。公司的分布式光伏业务主要由子公司锦浪智慧开展，其中，新能源电力生产业务包括工商业和户用两种电站开发模式，户用光伏发电系统业务由锦浪智慧为居民提供电站发电相关服务。截至2025年6月底，公司新能源电力生产并网装机容量1329.52MW，户用光伏发电系统 3520.46MW。新能源电力生产营业收入3.04亿元，同比增长 0.87%，毛利率52.78%，同比下滑1.56个百分点； 户用光伏发电系统营业收入8.08亿元，同比增长 4.12%，毛利率58.02%，同比下滑3.19个百分点。2025年2月，国家发展改革委发布《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）。通知要求深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。受政策、负荷、电力结构、新能源出力特性等多种因素影响，叠加消纳压力，新能源电价 存在不确定性，结算电价存在下降风险。项目资源量、区域电力供需、电力交易水平和运营能力、成本管控能力等因素对电站开发商提出更高的运营要求。受抢装导致的需求前置以及市场化交易电价 等因素影响，预计2025年下半年公司分布式光伏新增装机放缓，长期则有望依靠专业的运营能力实现稳健发展。
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发展展望
1、产业链低价态势延续，需求增长具备较大空间
行业整体过剩，产业链低价态势延续。2022年底至今碳酸锂价格整体震荡下行，2024年末碳酸锂价格为7.6万元/吨，较年初下跌23.7%；上游原材料价格走低 落后产能出清，电芯端价格相应下滑，2024年底磷酸铁锂方型储能电芯均价已跌至0.34元/Wh，较年初下降22.7%。从招投标数据来看，2024年国内2小时储能系统最低报价已跌破0.6元/Wh，考虑到PCS、EMS、BMS、消防及温控等其他零部件成本，当前储能系统报价已接近成本线，产业链承压明显。（2）量：中美欧装机持续增长，需求逐步向新兴市场辐射全球：需求持续高增，新型储能贡献主要增量，中美欧仍为全球装机主力。2024年全球储能项目累计装机372GW、同比 28.6%；新型储能贡献主要增量，2024年底累计装机规模达165.4GW、同比 81.2%，装机占比提升至44.5%、同比 12.9pct。从新增装机来看，2024年全球储能新增装机82.8GW、同比 59.2%；其中新型储能新增装机74.1GW、同比 62.5%，装机占比近九成；中美欧仍为全球储能主要市场，2024年三大市场装机占比合计达90.1%。往未来看，全球能源转型加速及各市场电力交易机制不断完善背景下，可再生能源消纳需求 储能项目盈利性提升将持续驱动全球储能装机需求增长。中国：前期依靠政策强配，未来盈利能力提升为核心增长驱动力，独立储能、工商储等细分市场具有发展潜力。2024年及以前：主要依靠政策强配驱动、2021年起装机规模持续快速提升，截止2024年底国内储能市场累计装机功率达137.9GW、同比 59.4%；其中新型储能累计装机占比过半，达78.3GW、同比 126.5%。源网侧为装机主要场景，2024年装机占比达98.2%，其中独立储能及新能源配储合计占比达95%。2025~2026年判断：2025年2月国家发改委、国家能源局重磅发布《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》（即“136号文”），明确要求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，“强制配储”正式取消。考虑到项目规划的提前性（电源侧项目多提前一年规划），预计“强制配储”取消的影响或将延迟至2026年体现（即2025年国内储能需求仍维持高位、2026年增速小幅放缓）；从国内储能招投标数据来看，2025年一季度国内储能招标及中标量分别为18.9GW/76.0GWh、14.4GW/100.8GWh，规模同比分别 148.1%、 400.0%。长期来看：尽管“136号文”出台或将在短期内影响国内储能市场需求，但从地方实际执行情况来看，消纳压力较大的地区仍然存在强配需求（如“136号文”出台次日，贵州省人民政府即发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》，要求保障性并网项目按10%*2h比例配置或购买储能服务，超过规定时序并网的项目配储比例相应提升至20%*2h~30%*2h）；同时随着电力市场化改革的不断推进（2025年4月《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》正式发布，明确提出至2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖）及储能项目运行效率的提升（2024年国内电化学储能平均利用指数较2023年底提升14pct至41%），盈利性将为国内储能市场带来长期增长动力。随着国家“136号文”出台，未来新能源项目上网电量原则上将全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成，交易电价将充分反应新能源供需，光伏项目配置储能以提升盈利性的需求将更加迫切。储能系统一体化集成为趋势：集成技术看，追求更高效率、模块化安装，一体化设计可提高集成度。另外一体化生产，可降低成本。同时，海外储能系统安全性要求高，一体化生产便于监测和运维。逆变器厂商：电力电子技术和电网理解能力为核心竞争力，并需掌控直流侧电柜集成，仅购买标准化电芯。交流侧主要PCS EMS 变压器构成，性能要求响应快、效率高、强搭载能力和保护功能。逆变器连接电网和电池，本身性能要求快速的响应能力、灵活的调度功能、完善的保护功能，以此保证电网稳定运行。电池厂：直流侧电柜集成为基础，向下延伸补足PCS能力，成本优势突出。由电池簇 消防系统 温控系统 配电/汇流母排构成电柜为直流侧，直流侧更注重电化学和集成技术。同时直流侧占储能系统成本60% ，电池厂更具成本优势。独立系统集成商：生存空间较小，需具备独特的拓扑结构和集成能力。储能铁锂电芯向大容量方向持续演进，24H2主流产品迭代至314Ah，25年新一代产品容量将提升至600ah以上。亿纬24年底率先量产628ah大电芯，中创新航、瑞浦、欣旺达等也发布600ah 以上产品，均采用叠片工艺。而宁德天恒系统电芯容量580ah采用卷绕工艺，虽容量稍小，但电池失效率达到ppb级别，远高于其他厂商，且成本低。从储能系统集成方式看，大组串为主流：国内大储以结构简单、成本低的集中式为主，海外以特斯拉的集散式为主，但宁德时代大组串优势明显，份额快速提升，同时阳光电源也从集中式切换至大组串式，大组串成为主流。构网型储能已在国内、中东、东南亚等多个市场应用，在弱网市场渗透率有望加速提升，阳光、南瑞、禾望等构网型储能产品及订单已有体现。构网型储能能够自主形成和维持电网的电压和频率，减少对外部信号的依赖，降低转换损耗，提高系统整体能效；与可再生能源（如光伏、风能）协同工作时，可动态适应电网波动。构网型储能可支持弱网和离网环境：在电网基础设施薄弱的地区（如非洲和南亚），可维持电网稳定性；对于孤立电网或微电网，构网型储能是关键技术，既能实现独立供电，又能减少因电网波动引发的断电风险。在电网发生频率波动或短路故障时，构网型储能可以快速恢复电网稳定；即使在电网完全失电的情况下，构网型储能也能独立启动和恢复电网；自主调节频率和电压，有效减少大规模电网故障的传导风险。
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参考研报
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