中欧需求高增，亚非拉市场快速起量。2H25后中国各省陆续出台容量电价政策，独立储能在“峰谷套利 容量电价 辅助服务”的收益模式下经济性优异，需求高增，我们预计短期景气度有望持续；欧洲市场在能源短缺与电网灵活性资源短缺下储能需求向好，发展重心逐步从户储向大储 工商储全面发展；澳洲电力市场成熟、大储经济性优异，项目加速落地，户储通过高额补贴强化经济性，保障中长期需求；美国电网设施老旧大储需求延续增长，但政策端的限制或推动锂电池产能加速本土化；亚非拉市场受益于光储降本，新能源消纳及电网稳定性诉求带动大储需求高增，保障供电稳定性及降低电费诉求亦推动分布式光储需求。

AIDC配储贡献新增量，风光储氢醇一体化项目或迎来放量。目前美国AIDC需求高增，在电力容量有限并网困难下，更多AIDC通过配储增强灵活互联性进而加快并网速度，同时亦可通过光储实现部分自供电，我们预计2030年美国AIDC配储需求或达100-200GWh。绿醇方面，船舶行业为绿醇提供绿色溢价，催化船舶行业绿醇需求，国内众多风光储氢醇项目有望加速开工建设，带动部分储能需求。

需求向好催化电芯紧缺，企业出海构建竞争壁垒。在储能旺盛需求下，2H25以来储能电芯供需持续紧张，头部企业订单饱满，排产至1Q26，我们预计随头部企业大电芯产能释放，2Q26后有望逐步缓解。同时在欧美政策推动本土化趋势下，头部企业通过海外建厂、技术授权等模式进一步构建竞争壁垒，享受海外市场高增需求。

全球储能需求高增背景下，我们建议重点关注非美国海外市场高增长带来的投资机会，包括表前与表后侧储能机会。

全球可再生能源转型不及预期，政策波动影响终端需求，海外地缘政治风险加剧，产业链竞争加剧利润率下滑。

2025年储能市场迎来高速发展，同时也是供应链竞争深化的一年。首先，储能高速发展的核心驱动力是日益高增的风光发电量占比和逐渐深化的电力市场化机制。因此，在美国、欧洲、澳大利亚等发达电力市场的主要驱动力是风光发电量占比逐渐提升，电力现货市场中的储能调节需求大幅增加，而中国则是受益于以“136号文”为代表的电力市场化系列政策，驱动了储能增长。其次，伴随着国际贸易环境的变革，供应端的竞争难度已经升级。过去以产品性能升级为主要差异化的竞争策略，在海外众多地方性保护市场中，转变为“本土化制造”的投资换市场策略。总结来说，2026年的储能市场或仍将持续增长，但市场发展阶段已经明显同过去野蛮式增长有较大的不同，供应链端的竞争维度也将更加多元化；而储能的“生产工具”属性（运营能力）将在新型电力系统中体现越来越重要的作用，其在不同政策影响下的区域市场的发展模式也将多种多样。

风光发电占比持续上升，全球电力系统灵活性资源紧缺。从全球经验看，储能需求的系统性提升受VRE（风电 光伏）占比影响，其增长路径大致呈现“萌芽—起步—快速发展—平台”四个阶段。当VRE占比低于10%时，系统仍可依赖存量火电、水电完成调节；进入10%-20%区间后，风光波动开始实质冲击电网，储能需求首度进入增速期；当占比提升至20%-80%时，火电机组的深调频率大幅提高，系统转向高度依赖储能实现日内平衡，此时储能进入高速增长期；而在占比超过80%时，调节需求从日内转向周、月乃至季节尺度，电化学储能增速将受到调度次数限制，氢能等长时储能形态开始占据更大比重。

电力市场化持续推进，发输配电侧的结构性改革推动储能价值加速兑现。在风光占比快速提升的背景下，各国改革重点已从管理电量增量转向增强系统灵活性。

► 发电侧：除沙特仍保持单一买方模式外，主要国家均已向独立电源开放批发市场，竞争逻辑由发电量转向提供调节能力。

► 输电侧：尽管属于天然垄断环节，但行业结构正从单一业主向资产多元化、调度集中化演变，即输电资产由多家主体持有，而系统运行由统一调度机构负责，通过跨区调度、实时电价和市场化调峰提升可再生能源的接纳能力；在德国、巴西等国家主导型市场，跨区输电规划与统一调度也在同步强化，以适应更高比例风光并网。

► 配售电侧：配售电侧自由化进一步增强需求侧弹性，巴西扩大自由购电用户范围、菲律宾加快 RCOA 推进、英国与澳大利亚维持成熟零售竞争，使终端负荷能够根据电价主动响应，从而形成系统级的灵活性补充。

总体来看，随着发输配电链条的开放程度与定价机制日益围绕灵活性价值重构，储能正从依附于单一场景的配套资源，转变为能够跨批发、输电与零售多个环节持续捕捉价值的系统性资产，我们认为其装机需求在电力市场进一步成熟的推动下具备更高确定性。

产业端优势显著，136号文打开储能发展空间。中国在新能源与储能领域已具备全球领先的产品研发与制造能力，电池、电力电子及工程建设产业体系完备，电网基础设施覆盖广、稳定性高，叠加风光资源禀赋优越，为储能放量提供了坚实的硬件基础。但相比之下，电力市场化建设起步较晚、经验尚浅，价格信号与容量、灵活性等价值尚未完全通过市场机制充分反映。因此，如何通过制度设计让储能“看得见价格、赚得到收益”，成为新型电力系统下驱动行业发展的关键。2025年2月，国家发改委、能源局发布的《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》[1]（136号文），实质上就是围绕这一问题进行改善：一方面推动新能源电量由“行政托底 部分入市”转向“市场定价 场外差价”结算，原则上全量进入市场交易；另一方面明确禁止强制配储，打破过去以行政指令捆绑储能的核准模式，使储能从新能源项目的“路条成本”中剥离，投资决策重新回归项目自身的经济性与市场化收益预期。

短期需求高景气由政策驱动，长期多元收益模式凸显中国储能的市场化潜力。在中国“制造端全球领先 电力基础设施强 资源丰富”的背景下，136号文及配套政策通过修正价格机制和配置逻辑，使储能从附属品转向独立经营主体，短期内在容量电价与区域政策逐步落地的共同作用下，装机需求维持高景气，独立储能占比快速提升。中长期而言，随着多元收益机制逐步完善，独立储能可以摆脱原先单一的收益模式，通过“峰谷价差套利 容量市场 辅助服务”的多元组合充分发挥真实价值。

澳洲电力市场建设较快，当前正进入能源规划集中兑现期。澳洲是全球推进新型电力系统最早、力度最大、机制最成熟的市场之一，其当前大储项目的密集落地，主要系国家层面对能源转型的系统性规划正在进入兑现阶段。根据澳大利亚目标，到2030年可再生能源发电占比达82%，到2050年实现净零排放，这一目标意味着传统煤电需加速退出、风光接入需大幅提升，而保障系统安全性与灵活性的核心手段即为大规模储能部署。

价差趋缓下经济性仍具支撑，并为亚太绿电绿氢输出奠定基础。虽然2025年以来峰谷价差相对下降，但根据我们的模型测算，在仅考虑峰谷价差套利条件下，EPC成本在480澳元/MWh，平均日内峰谷价差在均值362澳元/MWh时，其IRR可达18%，投资回收期不到6年，经济性依旧较为可观，大储的收益弹性与投资吸引力仍较强。

户储端，澳大利亚推出户储补贴政策，户储经济性大幅提升。2025年7月，澳大利亚政府推出23亿澳元的“家用电池补贴计划”（Cheaper Home Batteries Program）[2]，家庭、企业和社区组织安装小型电池系统（5kWh至100kWh）可以享受前期成本约30%的折扣。

政策催化下，储能装机量快速增长，平均安装容量持续上升。经济性驱动下，政策执行后的7-10月累计安装数量已达11万套，对应装机容量2.3GWh。由于“家用电池补贴计划”补贴金额与储能容量挂钩，而安装人工费用等固定成本较为刚性，导致大容量储能系统单位成本更低，部分家庭超额安装储能，导致平均安装容量持续上升，目前已超20kWh/户，导致补贴池快速消耗。

25年12月户储补贴金额加码，引入阶梯补贴机制，保障中长期需求。2025年12月，澳大利亚能源部对“家用电池补贴计划”进行改革，未来四年内补贴总金额从原先的23亿澳元增加至73亿澳元。补贴力度随时间每半年下调一次，同时引入阶梯补贴机制，0-14/14-28/28-50kWh部分电池容量补贴系数分别为100%/ 60%/15%，新补贴机制将从26年5月起生效。澳大利亚政府预计此补贴计划到2030年将帮助超200万户家庭安装户储，对应约40GWh的储能装机。对比来看，我们预计2025年澳大利亚新增装机3-4GWh，政策可保障澳大利亚户储中长期高增需求。

AI数据中心负荷快速增长，电网基础设施陈旧，供给矛盾推高储能需求。美国储能市场的核心矛盾在于制造业回流的需要与电网基础设施的陈旧和产能约束之间的冲突。需求侧，由于制造业回流需要大量新增电力，叠加AIDC对电力的拉动持续增强，负荷呈现高强度、全天候、快速增长的特征。Grid Strategies预测未来五年年度峰值需求增长率将平均达到3%，对应6倍的发电和输电容量投资[3]。供给侧，煤电加速退役、可再生能源出力波动性上升，而电网基础设施老化与跨区输电能力受限，使得系统调节能力不足。因此，储能正成为应对供需错配的最具可行性的调节资源，其战略定位提升。

OBBBA法案加速本土电芯产能建设，供应链形态从成本导向转向合规导向。OBBBA法案通过ITC延长退坡与供应链本地化条款共同影响储能产业链。一方面，独立储能ITC补贴延续至2036年，退坡节奏平缓，使长期收益可见性提升。另一方面，“受关注外国实体”（PFE）条款和逐年收紧的“物料援助成本比率”（MACR），将税收优惠与供应链深度绑定。对于储能项目，政策规定了2026年其系统成本中至少有55%必须来自非PFE关联供应链，且这一比例将逐年提升至2030年的75%。参考美国税务局的安全港表格，大储的电芯成本占比高达52%，我们认为政策压力正推动锂电池产能在美国本土加速建设。

欧洲储能市场正处于从补贴到经济性驱动、从户储走向大储 工商储、从点状市场走向全欧发展的窗口期。本轮增长的根本动力来自：1）长期能源短缺压力仍然存在；2）老化电网与新增可再生能源之间的结构性容量矛盾加剧。因此，储能被全面推向能源安全、系统调节与跨区优化的核心角色。

► 能源短缺与电网承载压力并存，储能需求向上。欧洲储能需求的核心矛盾在于长期能源短缺与电网容量不足的叠加。俄乌冲突后，欧洲为降低对外依赖加速推进REPowerEU 计划，目标在2030年实现45%可再生能源占比、2027年前摆脱对俄罗斯天然气的依赖。然而本地可再生能源增速快于电网扩容节奏，风光发电波动性推高系统调节需求，而老旧电网在输电能力、短路容量与调频能力上均难以支撑高比例并网。此外，多国出现区域性负荷增长超出网络规划能力的问题，能源供应与电网承载的双重压力使储能成为保障系统稳定与提升电网灵活性的关键资源。

► 经济性改善推动项目落地，储能建设加速以缓解能源紧缺。峰谷价差拉大与系统成本下降正推动储能从补贴依赖走向经济性驱动。2025年1-9月，欧洲多数地区峰谷价差均值已突破85欧元/MWh，负电价频发进一步强化“低价吸纳、高价释放”的套利空间，提高储能项目IRR。

► 政策与市场机制完善，为跨区协同与氢能等长期基础设施建设扫清障碍。欧洲各国的政策重心已从初期的直接补贴，转向构建可持续的市场机制与跨区域协同框架。德国、意大利、英国等国通过改革补贴规则、引入容量市场机制、设立虚拟交易方（VTP）等方式，为储能创造多元收益渠道。

► 区域分化明显，电力市场成熟度、终端电价结构及政策工具差异共同决定各地储能发展的侧重点：

1） 大储：英国、爱尔兰及北欧国家（瑞典、芬兰等）成熟的电力市场与高比例可再生能源系统，催生了对调频、备用容量及跨区平衡等电网级服务的需求，因此增长由大储主导。

2） 户储：以德国为核心代表，在能源问题、高居民电价及补贴政策推动下，户用光储快速普及，渗透率逐步提升，目前更多与动态电价及虚拟电厂等协同。

3） 工商储：以意大利、西班牙、希腊及中东欧国家为代表，工商业光伏体量大而配储率偏低，叠加电价波动加剧与专项补贴支持，工商储经济性持续改善，正成为缓解电网约束、降低企业用能成本的主要增量方向。

德国EEG改革加强电网阻塞定价，推动储能作为聚合资源的一环发展。德国《可再生能源法》(EEG)2025年初改革取消负电价补贴、激励配置储能等改革，与“再调度2.0”、平衡责任单元等市场机制深度协同，共同将电力系统的波动性与阻塞约束，转化为清晰的价格信号和刚性成本。这从根本上重塑了储能的经济逻辑：使其从“可选项”变为参与电力市场、规避偏差罚款、捕捉峰谷价差及高附加值辅助服务收入的“必需品”。因此，德国储能发展已进入由“市场机制与经济激励”内生驱动的爆发期，商业模式核心在于通过虚拟电厂等形态聚合分散资源，实现“现货套利 辅助服务 阻塞管理”的多重收益叠加。

英国通过设立“虚拟交易方”（VTP）这一核心市场角色，推动灵活性资源参与电力市场。其核心逻辑在于，通过P415法规允许独立聚合商直接进入批发电力市场，将系统的实时平衡、调频等灵活性需求，打包为聚合商可直接交易的市场产品（如调频服务、日前市场套利机会）。这使得储能资产的盈利模式从单一的峰谷套利，转向参与批发市场、辅助服务（如aFRR/mFRR）和容量市场的 “价值叠加”。该机制不仅为资产所有者开辟了多元化高收益渠道，也通过聚合商的专业化运营，将海量分散资源转化为系统所需的、可调度的灵活性容量，实现了市场逐利与系统安全的“激励相容”，有效推动英国储能建设。

欧洲户用光伏配储率高，户储市场增速放缓，而工商业光伏体量更大，但配储率仍然较低。2021年以来欧洲能源危机、居民侧电价高涨，叠加政府补贴，欧洲户储经济性优异，户用光储系统加速普及，其装机量从2021年的2.5GWh大幅增长至2023年的12.2GWh。部分国家如德国2024年户用光伏配储率已达79%，意大利约76%。对比来看，2022-2024年欧洲工商业光伏装机量达65GW，远高于户用光伏的47GW，但工商业储能的配套比例却低于5%，2024年装机量仅2.2GWh。

我们认为工商储在补贴支持加码、上网电价退坡、动态电价推广峰谷价差增大等催化下经济性提升，2025年后或加速发展，增长潜力较大。相比之下，欧洲工商储仍然处于发展初期，我们认为目前欧洲各国政府加强针对工商储的补贴，叠加动态电价普及、峰谷价差增大，以及锂电池成本持续下降，欧洲工商储经济性正逐步展现，2025年后欧洲工商储或迎来加速发展，对比户用光储市场，欧洲工商储市场增长潜力较大。

欧洲工商业储能市场正处于快速增长的拐点，2029年装机量有望达20GWh，24-29年CAGR达55%。我们认为在欧洲政策补贴力度加强、动态电价普及、峰谷价差增大趋势下，工商储经济性提升，有望持续激发工商储需求。根据Solar Power Europe预测，2025年欧洲工商储装机或达3.6GWh，同比增长62%，至2029年有望提升至20GWh，2024-2029年CAGR达55%。

拉美地区：可再生能源消纳及电网稳定性要求助推市场高速发展。拉美地区典型国家以负荷与能源错配为特点，电网输送能力受到时间、成本等限制，对调节性资源要求较高。目前在拉美国家中，智利通过2022年的《储能和电动汽车法》等法规，明确允许独立储能系统参与电力批发市场并获取收入，为投资者提供了清晰的盈利预期，目前已实现规模化的发展，大型项目众多；巴西因大量光伏装机面临严峻的电网平衡挑战，正着手进行电力市场改革及税务改革，在2025年启动首次独立储能拍卖，市场需求潜力较大，我们认为有望迎来0-1的高速增长；墨西哥承接较多产业转移，政策正强制新建风光项目配储30%，加速产业发展。目前市场的主要参与方包括国际能源企业（如智利市场的ENGIE、AES Andes）以及积极布局的中国产业链公司，商业模式正趋向多元化。

非洲地区：储能发展与经济水平关联度较高，光储成本下降仍是核心驱动力。非洲储能的兴起并非源于精密的电力市场设计，而是直接响应最紧迫的现实缺电需求。无论是电网侧、用户侧还是微电网，“光伏 储能” 几乎成为非洲新建电力项目的标准解决方案。但大部分西非国家由于经济较为落后，示范项目规模较小，随着电池成本下降和更多投融资进入，我们预计需求会逐步增加。

中东地区：地缘冲突导致供电问题严重，光储替代柴发潜力大。中东地区部分国家如伊拉克、黎巴嫩等具有弱电网、强光伏经济性特征，电力系统羸弱且发电燃料自给率较低，电网供电能力不足，停电问题时常发生。居民及企业大量依赖柴油发电机，但其成本高昂，光储系统替代潜力持续上升。

► 伊拉克：电力系统积弊已久，天然气供给扰动加剧电力短缺。伊拉克电力系统老旧，实际发电容量不足，2025年夏季峰值需求预计达55 GW，而实际发电容量仅为27 GW[4]，且输电损耗率超40%[5]，导致电网供电能力严重不足，全国大部分地区每日停电时间长达7小时[6]。电网供电的不稳定性使得居民对于自备电源有较高需求。

► 黎巴嫩：能源上高度依赖进口燃料，电力基础设施陈旧，电网供电能力严重不足。一方面，黎巴嫩电力基础设施老旧，停电事故频发，2025年8月10日，黎巴嫩中部Zouk主发电站的高压变压器发生故障，导致全国范围内停电超24小时 。另一方面，黎巴嫩一次能源完全依赖进口，燃料供应不足且不稳定，经济危机及武装冲突削弱了其支付进口燃料的能力，进一步加剧了电力短缺问题，2024年黎巴嫩国家电力公司日供电时长仅4小时。

美国源网容量不足，数据中心拉大电力缺口。从发电侧看，美国传统可调度电源装机规模持续下降，且火电机组由于机组年龄及碳排放等因素，后续仍有较大规模退役规划。美国新增装机量中新能源占比较高，并网时长持续增加，并网电源实际有效容量增长缓慢。从输电侧看，美国现有电网设施老旧，新增输电线路里程不足，跨区互联能力较低，且输电能力增强受到许可审批、成本分担、规划周期长、项目落地缓慢等问题的严重制约，加剧了美国电力供需错配问题。从负荷侧看，数据中心带动用电需求快速增长，根据EPRI，2023-2030年美国数据中心行业用电量CAGR最高可达15%，占美国整体用电量比例达9.1%，数据中心电力需求催化美国电力缺口形成。

需求来源1：在美国电力容量有限并网困难下，更多AIDC通过配储增强灵活互联性（Flexible Interconnection），进而加快并网速度。灵活互联是一种基于实时电网状况动态调整能源接入电网的方式。AIDC通过配置部分储能可实现灵活互联（支撑负荷峰值、主动响应电网需求、提高用户侧负荷调节能力），即大部分时间利用现有电网容量，仅在必要时调整用电以保护电网，从而加快并网速度，而无需等待数年的基础设施升级。

需求来源2：自备电源成为趋势，新能源 储能是可选方案。2024年以前，绝大多数海外数据中心选择通过电网供电（Front-the-meter），即将大电网作为主电源、同时在数据中心园区内配套备用电源，以防在网电停供时提供备用发电能力。2024年起，美国数据中心并网/用电需求快速增长，导致并网资源紧缺、并网审批时间拉长，同时数据中心运营商担忧未来缺电加剧、网电供应稳定性或存在一定问题，在此背景下，数据中心用户开始探索离网供电模式，自建主电源及备用电源。短期内能落地的电力供给方案有包括燃气轮机、SOFC、风光储等。燃气轮机目前订单排产周期长、SOFC产能相对有限，我们预计采用风光储供电方案的项目比例或逐步提升。

风光储可作为AIDC的基础电力供应，与燃气轮机/电网结合供电，具备一定经济性。数据中心用户对于电源的首要诉求为供电稳定性，单独的光储系统稳定性可靠性较低，因而光储系统普遍作为基础电源，剩余部分由燃气轮机等其他稳定电源保障电力供应。光储系统的度电成本取决于AIDC供电中风光储供电的比例，比例越高、储能系统的配比量越大，成本越高。根据IEA测算，AIDC供电中80%由风光储供电的度电成本约80美元/MWh，与美国电网零售价格相当，若99%由风光储供电，度电成本提升至100美元/MWh以上，低于SOFC等供电方式，总体看光储系统具备一定经济性。

风光储供电方案下，储能配套比例普遍较高。在目前光储供电方案下，光储发电量占比仍较低，部分项目光伏功率为机柜功率两倍，储能功率配比50%。我们测算若需实现80%以上光储供电，光伏功率配比需300% ，储能系统功率比例50% ，配储时长6-8小时。未来随光储成本进一步下降，光储供电比例及储能配比均有望持续提升。

此外，通过配置储能系统，AIDC可替代原UPS功能，同时减少部分柴油发电机配备需求。

预计2030年美国AIDC配储需求或达100-200GWh。根据储能在AIDC中发挥的作用，我们划分两类AIDC配储需求。1）光储作为AIDC基础电力供应，在该方案下，光伏配比假设300%、储能功率配比50%，配储时长8小时，保守/中性/乐观情形下该方案渗透率分别为10%/30%/50%，则测算得储能需求量分别约36/108/180GWh。2）储能作为灵活性资源加快AIDC并网速度，该方案下，参考目前项目的配置情况，储能功率配比普遍在20%-50%，4小时，我们假设三种情形下2030年该方案渗透率40%/50%/50%，则测算得储能需求量分别约10/18/24GWh。

亚非拉市场普遍存在电网欠发达问题，基础设施薄弱，断电时常发生。根据IEA数据，2024年撒哈拉以南非洲地区有近6亿人无法获得电力供应。即便已接入电网的用户，用电可靠性也普遍偏低。以尼日利亚为例，尼日利亚并网发电容量为13,625兆瓦，但实际可用容量仅为5,544兆瓦，同时电网基础设施老旧，断电问题频发，2024年发生超10次全国性电网崩溃。根据世界银行企业调查数据，尼日利亚企业平均每月经历10.9次停电事故，平均停电时长达3h。

亚非拉地区过去较为依赖柴油发电机作为备用电源，以保障家庭及工业供电的稳定性。亚非拉地区过去严重依赖柴油发电机作为备用电源，以尼日利亚为例，世界银行数据显示尼日利亚超86%的公司都自备了柴油或汽油发电机。2024年，我国向海外出口柴油发电机（≤2MW）金额达29.2亿美元，其中向东南亚/非洲/拉丁美洲出口额分别为6.6/4.6/5.0亿美元。

经济性驱动下，光储或逐步替代柴油发电机，保障供电稳定性。在过去几年锂电池及光伏组件成本快速下降趋势下，分布式光储发电的度电成本持续下降。我们测算目前离网光储系统成本的LCOE低于0.8元/kWh，而柴油发电机LCOE根据柴油价格和年发电小时数有所差异，成本普遍超2元/kWh，在经济性驱动下，光储或逐步替代亚非拉柴发市场。

IMO推出“IMO净零框架”，推动国际航运净零战略走向立法化。IMO在2023年船舶温室气体减排战略中提出到2050年左右实现国际航运净零排放的目标，并于2025年4月在海保会第83届会议上批准建立“IMO净零框架”，以具有法律约束力的具体举措推动减排目标实现。该提案原本计划在2025年10月举行的海保会第二届特别会议上正式通过，但由于部分成员国的反对，最终IMO决定将“IMO净零框架”的讨论推迟一年。其设定航运燃料温室气体强度（GFI）标准，并建立全球性船舶排放定价机制。

欧盟2024年起将航运业纳入欧盟碳排放交易体系（EU ETS），且覆盖范围持续扩大。EU ETS包括欧盟内部航线100%排放量，以及欧盟港口开始或结束航线50%的排放量。2025年航运公司只需上交2024年40%排放量对应的碳配额，2026/2027年将逐步扩展到70%/100%。2027年起覆盖船舶范围将由目前的大型货船和客船拓展至从事油气勘探生产等海上活动的离岸作业船舶，2026年起覆盖的温室气体范围将包含甲烷和一氧化二氮。

此外，FuelEU Maritime法规已于2025年起生效，直接约束燃料碳排强度。

绿醇采购协议保障绿醇消纳，产能落地带动甲醇销量逐步增长。2025年7月，上海电气洮南绿色甲醇项目投产，首期年产能5万吨，将经由上港集团为法国达飞船舶供应绿醇，成为国内首个规模化商业运行的绿色甲醇项目。金风科技、隆基绿能等已与马士基、赫伯罗特等国际航运巨头签署大规模绿醇长期采购协议，相关产能处于试运行或在建状态，我们预计2026年起将快速放量。

全球储能需求有望持续扩张，呈现出大储主导、工商储和户储快速增长的特征。大储作为支撑高比例可再生能源并网的基础，其需求与全球电力市场化改革深度绑定，收益模式趋于多元，将继续占据出货主力。与此同时，工商储正步入经济性驱动的高增长通道，在动态电价、专项补贴及企业侧降本增效等因素共同推动下，成为增速最快的细分市场之一。户储需求同步修复并快速增长，在经济性改善与配套支持政策推动下，渗透率有望持续提升。我们预计，大储/工商储/户储的2025-2030年装机CAGR分别有望超过25%/50%/20%。

政策确定性将成为2026年需求分化的关键因素，我们更看好非美市场的稳健增长。中国、澳洲、欧洲及部分新兴市场政策方向相对清晰，制度连续性较强。随着136号文及配套政策落地，中国的储能需求由行政配置向市场化驱动切换，独立储能商业模式日益清晰，需求确定性强。澳洲与欧洲等成熟电力市场中，储能已成为保障系统安全与消纳可再生能源的关键基础设施，项目推进具备较强确定性。新兴市场在能源缺口与经济性改善推动下快速起量。相比之下，美国市场尽管长期潜力可观，但受供应链本土化与贸易政策不确定性的影响，短期需求仍面临一定波动。因此，我们判断，2026年全球储能市场增长动能充沛，中国/澳洲/欧洲市场2025-2030年装机CAGR分别有望超过20%/20%/30%，新兴市场有望达到40% ，非美市场的政策环境为需求提供了更为坚实的支撑。

全球可再生能源转型不及预期。若部分国家放缓可再生能源转型目标，可能影响中长期需求与增长潜力。

政策波动影响终端需求。目前部分国家对于储能有补贴等支持性政策，若各国政策发生变化，或影响储能需求。

海外地缘政治风险加剧。美国、欧洲等国目前对产业链安全性与本土化提出要求，若相关政策进一步收紧，可能会影响中国企业产品出口。

产业链竞争加剧利润率下滑。储能行业竞争若进一步加剧、产业链价格或下降、企业利润率或有所受损。