储能行业研究报告

核心结论

储能行业正处于高速增长期，预计2025 年全球装机增速超 50%，2026 年超 40%。这一增长由三大核心逻辑驱动：

• 成本下降：光储度电成本已在多国低于传统能源，实现平价。

• 政策催化：全球多国（尤其是欧盟和中国）出台补贴和容量电价政策，保障项目收益。

• 需求刚性：电网波动加剧、风光渗透率提升、数据中心等用电需求激增，使储能成为必需品。

一、 全球市场概览

1. 底层逻辑：平价与补贴双轮驱动

• 光储平价：在主要市场，光储系统的度电成本已低于煤电、天然气等传统能源。

• 补贴加码：欧盟多国（意大利、波兰、西班牙等）获得数十亿至百亿欧元级别的储能专项资金支持。

2. 需求预测：高增无悬念

• 全球装机：预计 2025 年达 294.7 GWh，2026 年达 426.2 GWh。

• 结构性亮点：

• 大储：欧洲、新兴市场爆发；美国需求刚性强。

• 户储：欧洲从高增回归常态，亚非拉市场保持高速增长。

• 工商储：成为 “第二增长曲线”，潜力巨大。

二、 大型储能（大储）市场分析

1. 中国市场：商业模式 “脱虚向实”

• 需求强劲：

• 装机：2025 年 1-6 月累计装机 56.12 GWh，同比 + 68%。

• 中标：1-8 月累计中标 272 GWh，同比 + 191%。

• 结构：独立储能成为绝对主力，2025 年 7 月中标占比高达 92%。

• 商业模式成熟：

• 收入来源多元化：现货市场套利、辅助服务（调频 / 调峰）、容量补偿。

• 关键拐点：2025 年底多数省份进入现货市场连续结算，2026 年底全面正式运行。

• 收益保障：山东、河北、内蒙古等多省已出台容量电价政策，确保项目基础收益率。

2. 美国市场：政策扰动下的韧性

• 政策影响：

• 关税：10% 对等关税获 90 天延期，引发 “抢装” 潮。

• 法案限制：“大美丽” 法案对 2026 年后开工项目的中国供应链提出限制，但2025 年内开工项目不受影响。

• 需求刚性：

• 电网压力：风光高增 + 火电退役 + 用电需求激增，导致电价剧烈波动和频繁停电。

• 项目储备：项目储备量持续增长，从 2024 年底的 60.59 GW 升至 2025 年 7 月的 73.57 GW。

3. 非美海外市场：全面开花

• 欧洲：德国、英国、意大利等国因新能源占比过高导致电价波动（甚至出现负电价），储能需求激增，并获得欧盟巨额资金支持。

• 澳洲 / 亚太：澳大利亚、印度、菲律宾等国装机和中标规模均实现数倍增长。

• 拉美 / 中东：智利、中东等地区项目规划庞大，阳光电源、比亚迪等中国企业已获得大额订单。

三、 户用与工商业储能（户储 / 工商储）市场分析

1. 户用储能：回归常态，新兴市场接力

• 欧洲：经历 2022 年能源危机的爆发式增长后，因需求前置和去库存，市场回归常态化增长。

• 亚非拉：因电力供应不稳定和电价上涨，需求保持高速增长，成为新的驱动力。

2. 工商业储能：潜力巨大的 “第二曲线”

• 欧洲：

• 补贴推动：波兰、希腊等国提供最高达 65% 的投资补贴。

• 模式创新：德国的动态电价、英国允许虚拟电厂直接参与批发市场，大幅提升了工商业储能的套利空间和收益率（可达 16%-22%）。

• 亚非拉：

• 核心逻辑：高电价和频繁停电下，光储系统对柴油发电机的经济性替代。

• 成本对比：光储度电成本约 0.41 元 /kWh，仅为柴油发电机（1.76 元 /kWh）的约 1/4。

• 远期空间：预计到 2030 年，全球新增工商储装机将达 83 GWh，远期稳态下年均新增可达 349 GWh，相比当前有数十倍的增长空间。

四、 产业链与价格趋势

• 价格趋稳：国内储能系统、电芯、变流器价格均已趋稳。

• 出口价格：出口至欧洲、美国、新兴市场的系统 FOB 价格保持相对稳定。

五、 投资机会与风险

1. 细分赛道机会

• 大储：关注独立储能商业模式跑通的省份，以及海外高增市场的集成商。

• 户储：关注渠道优势强、产品力领先的企业。

• 工商储：关注具备聚合能力、能打通电力市场交易的平台型企业。

2. 风险提示

• 需求波动：地缘政治、经济等因素可能影响光伏 / 储能装机。

• 贸易摩擦：海外可能出台更多贸易保护措施。

• 竞争加剧：行业扩产导致价格和盈利承压。

• 政策不及预期：关键市场的补贴或电力市场改革进度可能延迟。