化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日储能行业深度：行业现状、市场格局、产业链及相关企业深度梳理行业研究报告为实现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。目录1三、行业现状…四、供需格局五、产业链分析.六、市场格局七、31慧博智能投研36行业概况1、储能：可实现电力供需错配的多元化功能1/40行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日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者至关重要的作用。储能在电网的位置与功能储/工商储户储/工商储大储总总信号传输资料来源：爱建证券研究所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。储能三大细分市场核心差异总结对比雄度户用储能（户储）大型储能（大储）电网公司、发电集团、独立运营用户类型居民家庭工厂、写字楼、商场等工商业主体商单套规横5-20kWn(功率3-10kW50kWh-5MWh(功率10-1000kW10-1000kW0核心需球降电费、应急备电、光伏自用应撑电池类型磷酸铁键(LFP)为主磷酸铁锂(LFP)为主磷酸铁锂(LFP)为主3000-6000次(8-15年)5000-8000次(10-15年)8000-15000次(20年+)商业模式零售购买、光伏打包、租赁务交易市场驱动居民电价高、电网不稳，户用光伏普及峰谷价差、需量电价、企业降本需求资料来源：新能源手册。爱建证券研究所2/40行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日储能的主要功能：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。功能类别具体功能主要应用场景核心价值平衡电力系统削峰填谷电网侧、用户侧平抑负荷波动，提高电网效率平滑输出电源侧（风光电站）抑制波动，提高并网电能质量促进可再生能源能量时移电源侧（风光电站）、用户侧（光储系统）提升可再生能源消纳能力备用电源用户侧（重要负荷）、微网供电中断时特续供电保障供电可靠黑启动电网侧电网崩溃后快速恢复电网侧、电源侧持电网频率稳定（一次/二次调频）提供辅助服务无功支持电网侧稳定电压，减少损耗缓解阻塞电网侧提升局部电网输送能力峰谷价差套利用户侧（工商业、家庭）降低用电成本优化用户用能需量管理用户侧（工商业）降低最高需量，减少容量电费提升电能质量用户侧（精密制造、数据中心）治理电压暂降、谐波等问题延缓投资升级替代输配电升级电网侧延缓或减少电网基础设施投资资料来源：北极星储能网，爱建证券研究所2、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。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。3/40行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日储能发展历程发展阶段关键节点说明1800年，意大利物理学家亚历山德罗伏特发明了伏打电堆，这是最早的电池形式。电池的发明1859年，法国物理学家加斯顿普兰特发明铅酸电池，这是世界上第一个可充电电池，早期探索阶段(19世纪-20世纪中期)为后来的电化学储能发展奠定了基础。1879年，全球首座抽水蓄能电站在瑞士乐顿建成。1960年代，中国开始抽水蓄能电抽水蓄能的出现站的研究，并建立了第一座混合式抽水蓄能电站-岗南水电站。19世纪初，托马斯爱迪生发明了使用镍和铁的可充电电池。1957年，加拿大化学多种电池技术的研发工程师刘易斯厄里研制出了现代碱性电池的原型。此后，各种新型电池技术不新涌技术发展阶段(20世纪中期-20世纪末)压缩空气储能的发展1978年，第一座压缩空气储能电站在德国建成，为大规模储能提供了新的途径。其他储能技术的探索这一时期，飞轮储能、超级电容器储能等技术也开始得到研究和发展，虽然尚未大规模应用，但为后续储能技术的多元化发展萸定了基础，2011年，“十二五”规划纲要中储能作为智能电网的技术支撑在国家的政策性钢领文件中首次出现，之后储能行业政策规划陆续出台。美国从2009年开始出台了一系列产业规划和财税政策用于支持技术研发及示范应用。商业化初期阶段(21世纪初-2020年)这一阶段，国内新型储能项目主要在局部地区进行小规模建设，电网侧储能主要在江苏、河南、湖南等地，由电网公司主导建设一批电网侧储能：用户侧储能主要在江苏、项目建设北凉等地小规模建设：电源侧主要在广东、山西、内蒙等地，配合火电机组开展调频服务。2020年9月，中国首次提出“双碳”目标，风电、光伏为主的新能源的快速发展对'双碳”目标的推动调节性资源的较大需求为新型储能的发展奠定了基础。2021年开始，新能源侧配建快速发展阶段(2020储能的模式逐步由幕后走向台前，各地陆续拉开了新能源配建储能的序幕。年至今)"十四五”以来，新型储能投运规模突飞猛进，2020年底，新型储能并网规模约在规模快速增长B00万kW左右，截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能规模5852万kW,不到四年的时间投运规模增长近20倍。资料来源：电能观察，北极星储能网，爱建证券研究所3、储能技术多元发展，五大技术路径各具特色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。4/40行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日储能技术分类：抽水蓄能外，其他均为新型储能储能技术机械储能电化学储能化学储能电磁储能热储能抽水蓄能锂离子电池氢储能超导储能熔融盐储能压缩空气储能钠离子电池电容储能储冷飞轮储能铅蓄电池超导电客储能重力储能液流电池钠硫电池厘高子电池仍是主流，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。随者对长时、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。后续随者储能电站盈利模式打通后，内地储能电站或会更加关注LCOE。新型储能技术性能各异，适配不同应用场景储0.502100-2200525124124h数分修数秒数小时124+h0-1MW1000W-10MWC-10W30KW-10MN0-6MW40%-7750-40%-5000-10万800012万50年3050年1520年255105/40行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日4、136号文开启储能新筒章，大储由跟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。新型储能行业发展复盘●数据来源：中国政府同，国家发改委官网，中回储能网，CNESA,广发证春发展研究中心市场驱动期(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，标志若强制配储时代落幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随若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。6/40化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日《关于深化新能潭上网电价市场化改革、新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）主要内客面山市场形成数播来源：国家发改委官网，广发证发展研究中心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、商业棋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7/40化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日随者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月出台政策给子了“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/41.00Gh,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。二、发展背景1、消物压力一一全球绿色能源转型背景下的消物需求，储能可提供各时同尺度调峰、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。能源转型趋势明确全球风光装机规模快速提升（单风光发电渗透率快速提升加大电力系统消纳成本（单位：GW,%)位：%)50080%60%40%200%09201620172018201920202021资料来源：Wnd,CPlA,东海证券研究所8/40行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日国内：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9%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“9%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：弃风弃光及负电价须现，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ERC0T压减了约%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，意味若需要增加储能来完成能量时移：此外据RC0T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Ets0-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。近年来德国负电价频率激增（单位：欧元兆瓦时）2023年沙特能源结构仍以天然气石油为虫单位：%)太阳能其他1.8%2001.0%100石油1035.4%200300400500天然气61.8%资料来源：Wind,东海证券研究所资料来源：BP,东海证券研究所2、可观盈利性一一负电价/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：9/40化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日考虑一个纯光伏项目，假设：建设规模100W、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1R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1R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步提升。随若国家“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。午间谷价设置使得光伏项目配置储能后的盈利性得到显著提升纯光伏项目50%40%30%25%20%发电利用率50%40%30%25%20%0%8.5%6.6%6.1%34%72%63%100%5.6%-038032022-018-0035%7.9%7.0%95%69%5.9%54%4.9%28%0.70%7.1%4.3%22%90%72%6.4%62%48%47%0.6.3%4.6%85%5.7%23%41%3.6%4.9%0.05.8%5.1%4.3%39%35%5.6%47%3.8%34%2.9%0.9%0.题50%30%25%20%50%40%30%25%20%1007.9%7.1%6.2%58%5.3%33%7.8%7.0%5.7%52%33%055046041569%56%529%33%7.6%6.8%6.0%5.6%51%33%036090%73%65%579%31%7.49%6.6%5.8%5.0%020.51085%59%425%85%52%45%006.0%52%4.5%20%80%5.4%46%43%23%017资料来源：Wd,甘肃省发展和改革委员会，东海证券研究所测算3、用电可靠性需求一极端恶劣天气、突发地缘事件及大型数据中心等算力基瑞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。10/40化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日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1T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GGI1预测，至2027年全球数据中心用储能锂电池出货量将达69GW。2024年全球数据中心用T支出同比增长24.1以单GG预计至2027年全球储能锂电池出货量将达位：十亿美元，%)69GWh(单位：GWh)350全球数据中心用T支出（十亿美元）(%,右轴)35030%300325020%25020002010010%10020%2027E资料来源：Wnd,东海证券研究所资料来源：GG,东海证券研究所三、行业现状1、国内储能增长稳健，需求仍有提升空间(1)情能装机持续高增，24年需求增长态势良好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/109.8GW,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。国内新型储能单月招标量(GWh)2016.91514.012811.5107.48.0635.54.75.00.71月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月■2023■2024数据来源：北极星储能网，储能头条，中关村储能联盟储能与电力市场，CNESA,CESA,东吴证券研究所11/40化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日(2）情能成本下行，拉动经济性提升光储价格双降，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/W,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%/2光储系统IR自23年底的8.8%提升至12%，共享储能自6.8%提升至22%。(3】政策促进配储此例&时长增加，需求仍有提升空同各级政策陆续颁布，支持配储比例提高；长时储能规棋化发展。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。24年配储要求提升的省份国内配储时长(h)202432420216h202452h23江20244222022112h上海202332024322022315%0241225%中30%20年22年24年Q1-Q3CNESA,东吴证泰研究所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，则以上地区的价量，范75-400元/kWh・，185/kWh・年电力现货交易流程省内日前市场省内日内市场市场出清发电企业发电计划整电计划内高余电量电网企业电力用户数据来源：国家能潭局、电力国际汇、东吴证券研究所12/40化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日(4】配储商业模式完善可期，光情平价至临界点配储实际使用事较低，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政普。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，1R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。101525146%141%151124%11.6104%11610.1%124%10469%中预计25年国内新增储能装机同比增长25%至114G。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2.5励，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83Gh,同增14%。国内储能需求预测300250%259250223200%200161150134114100%100500%20232024E2025E2027E2028E2029e2030e■新增储能装机量(GWh)数据来源：CPIA,中关村储能联盟，储能与电力布场，CNESA,CESA,东吴证券研究13/40行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日2、海外储能需求爆发，新兴市场多点开花(1】美国“大而美”法案通过，情能短期需求有望走飘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阙值（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%TC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，GGI1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。2017-2024美国年度表前储能装机量(GW)2024以来年各月度美国表前储能装机(GW)1600%■美国年度表前储能装机量(G)-yoy■美国月度表前储能装机量(GW)-yoy1400%2.11200%140120%2.01000%1.60400%20%根据ESE及SPE数据，2024年欧洲储能新增装机约21.9Gh,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%。14/40化慧博智能投研行业深度研究报告www.hibor.com.cn2025年9月12日欧洲储能新增装机(GWh)2024年欧洲储能新增装机结构■欧洲储能新增装机(h)100%21.940.517.2户用储能10.9Gh151.4工商业储能■2.2GMh20192020202120222023202410.0%资料来源：ESE,SolarPower Europe,国信证券经济研究所整资料来源：EASE,SolarPower Europe,国信证券经济研究所整理表前情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0.58GM,同比+130%，其中6月德国表前储能新增装机分别为115Wh,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266Wh同比-40%。预计未来欧洲户用市场增速下降。2023-2024年欧洲各国新增光伏配储率100%■2024■202390%84%79%78%76%80%70%60%54%55%50%38%32%29%30%23%20%10%德国意大利英国奥地利瑞典资料来源：SolarPower Europe,国信证券经济研究所整理。歌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2.2GW,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。(3】新兴市场：需求爆发，多点开花15/40