全球需求百花齐放，格局未定仍将洗牌。
中国：在全球能源转型的过程中，为提高新能源消纳能力、保障用电的稳定性，储能系 统在各国的电力系统中的地位与作用被持续强化，我国近几年通过强制配储加补贴支撑 的方式在政策端带动储能装机。但从实际落地效果来看，由于储能电站运行的责任、收 益分配、商业模式尚未明确，配储项目分散且规模较小，真实利用次数大打折扣，直接 冲击项目收益，强制配储成为电力企业无奈的成本负担。2024 年上游电芯价格下行带 来 的 成 本 松绑 成 为 驱动 装 机 爆发 的 直 接因 素 ， 全年 中 国 新增 新 型 储能 装 机 43.7GW/109.8GWh，同比增长 103%/136%，电站利用次数不高的窘况也让业主方持 续放低对产品质量的要求，储能系统市场呈现劣币驱逐良币的价格恶性竞争。
而进入到 2025 年，136 号文的发布对我国储能行业同样具有显著且深远的影响。从近 期来看，为了配合风光新能源 5.31 抢装的需求，2025 年 5 月国内新型储能装机新增 6.32GW/15.85GWh，同比+193%/+228%，扭转一季度淡季弱势，25 年前 6 个月已合 计装机 21.9GW/55.2GWh，同比增长 69.4%/76.6%。除此之外，136 号文对储能最直 接的冲击来自于取消强制配储，我们以 100MW/200MWh 的山东独立储能电站为例，在 “电能量价差+容量补偿+容量租赁”的市场收益模式下，我们测算 2024 年该项目收 入的结构为 52%容量租赁业务、16%容量补偿、32%现货套利，配储政策的退坡将直 接冲击容量租赁的价格与需求，2024 年全国容量租赁中标价格在 40-442.63 元 /kW·年，加权均价在 132.03 元/kW·年，实际租赁价格与各地容量租赁指导价格相 差甚远，除此之外，市场机制缺陷、政策规则约束、软硬件技术瓶颈等因素导致现货套 利的价差、充放电次数实际不及预期，独储项目的实际收益蒙上阴影。
但对于政策的理解，其实需要更加宏观且长远，我们认为 136 号文的一大重要意义在 于将消纳压力通过市场的方式更有效快速地分摊给电源侧与用电侧，而完成这一传导 的工具则是储能。新能源的全面入市将显著提升电力价格的波动性，现货市场套利空间 的扩大将吸引独立储能参与交易的积极性，同时电网对于调峰调频等辅助服务的需求也 有望逐步提升，电力系统对于绿电消纳的需求将以更加市场化的形式呈现，内蒙、甘肃 等新能源大省已为大储项目配套相对高规格的容量电价机制，独储项目的收益模式将由 原来的政策托底迈向强调交易能力、响应能力的市场竞争，新能源电站收益不确定性的 增加也会倒逼电站业主需要主动配置储能应对后续的基准电价竞量。长距离、大规模输 电通道的建设周期是较为漫长的，在新型电力系统的建设过程中，储能对于消纳仍会起 到关键的作用，取消了强制配储的要求，不是对储能的轻视，而是在经历了多年的模式 探索后作出的合理调整，从市场化的角度驱动独储投资建设、电站主动配储将有望改善 行业生态，根据储能与电力市场统计，2025 年上半年我国合计完成储能系统招标 42.4GW/171.1GWh，同比增长约 150%。结合当前储能电站利用率提升、各地支持政 策持续、装机结构变化等因素来看，我们对于国内大储的长期行业需求与行业生态维持 乐观的预期判断。
美国：从美国的电力系统来看，美国西部、东部和德州三大电网区域之间能源结构迥异， 电力市场中运营主体多样、监管主体复杂，叠加主要的输电方式为短距离交流输电，导 致美国电力的跨区域协调能力与效率较低，储能主要用于服务各地区本身的电力供需平 衡与新能源消纳。而在工业体系重塑、能源转型加速、电网设施老旧、政策补贴加码等 因素的共振下，根据 WoodMac 统计数据， 2024 年美国储能新增装机 12.3GW/37.14GWh，同比增长 33%/34%，装机结构保持为大储：工商业：户储 92： 1：7，装机主要区域由德州加州逐步拓宽至新墨西哥州、俄勒冈州、亚利桑那州等新 市场。
从商业模式来看，作为全球储能行业的先行者之一，美国储能市场机制相对完善，以加 州为例，CAISO（加州独立系统运营商）为储能设立 NGR 模式（Non-Generator Resource，非发电资源模式），将储能定义为“具有连续运行区间，可同时作为发电单 元和负荷单元的资源”，允许储能项目灵活地参与双边容量市场，电能量市场和辅助服 务市场，为市场带来活力。但根据 CAISO 统计数据披露，2024 年加州储能项目市场收 入约为 53 美元/kW-yr，同比 2023 年下降 32%，考虑到 RA 项目的容量收入，测算 2024 年加州项目的收入约为 161.48 美元/kW-yr，同比下降约 19%。从收入结构来看， 项目收益下滑的主要原因来自于辅助服务收益的降低，愈发拥挤的市场供给导致辅助服 务价格与对应发电量愈发萎靡，而对于现货套利市场，天然气价格下行影响电价中枢回 落，电网侧调度能力的有限也直接影响各项目最终实际出清实现套利的电量与价格。按2024 年的收入测算，美国储能项目的超额收益已大幅缩窄，投资方对于系统价格、关 税、税收补贴等重要成本项愈发敏感。
进入到 2025 年，美国储能继续高歌猛进，根据 EIA 统计，2025 年 4 月美国新增大储 装机 3.14GWh，同比+46%，前四个月合计新增装机 8.89GWh，同比+105%，旺盛的 装机与下降的项目收益表观看起来存在逻辑矛盾，但实际原因主要系：（1）当地并网排 队时间较长，当前储能装机可能为前几年投资决策潮的兑现；（2）项目收益只是从超额 回归合理，整体仍具备吸引力，同时贸易政策与补贴退坡的潜在风险催生了抢装动作。 从当前节点来看，在中美双方发布《日内瓦经贸会谈联合声明》后，在 90 天缓冲期内 美国对中国的储能电池/系统征收的关税综合税率达到 40.9%（3.4%基础关税+7.5%的 301 关税+20%芬太尼关税+10%对等关税），在当前的关税条件、储能系统价格与上述 市场收入的测算下，CAISO 大储的项目 irr 维持在 14-15%的相对合理水平，项目开工 得以恢复进行，前期订单的产品发货也重新进入协商阶段，可能以双方分摊关税成本的 形式展开合作。
在关税暂告一段落后，后续核心影响美国储能需求的另一大要素则是补贴政策的变化。 美国参议院财政委员会（共和党）近期对《One Big Beautiful Bill Act》提案进行修订， 与光伏相比，修订后的新版法案对大储有明显的倾斜，最终版法案将大储 ITC 补贴退坡 延后。美国各级政府对能源转型与用电稳定性的追求仍是当地储能需求的底层逻辑，由 此衍生的容量招标/采购计划、ITC 补贴等政策支持为开发商投资决策提供充足的底气， 法案的调整力证美国当地对于大储需求的迫切性，以及对于中国储能产业链的依赖程度， 按照政策波动的变化预期，未来 2-3 年美国大储需求仍相对坚挺，甚至会出现抢装动作， 结合项目储备考虑，预计将维持在每年 40GWh 的规模体量。
欧洲： 根 据欧洲储能协会（ EASE ） 数据披露， 2024 年 欧 洲 新 增储 能 装 机 11.9GW/21.1GWh，同比增长 2%/35%，其中大储新增装机 4.9 吉瓦/12.1 吉瓦时，同 比增长 60%/280%，成为新的增长极，与过去以户储为主的市场结构相比，欧洲储能 发生了显著的转变。
这样的转变得益于欧洲各国政府对能源转型的坚定。欧盟电改方案鼓励电网引入以储能 为主的非化石燃料类灵活性资源，强调新型储能在维护电力系统稳定性的重要作用，各 国也陆续跟进制定支持性政策与储能装机目标，从项目建设周期到项目收益率全方位为 大储项目提供政策支持。过去欧洲大储项目主要依赖为电网提供平衡服务获取收益，但 单一收益渠道的局限性令辅助服务市场陷入饱和，FCR、aFRR 价格出现起伏波动影响 项目建设积极性。而在政策的支持引导下，各主力国家为储能项目疏通容量市场、现货 套利等收入渠道，完成储能项目从单一应用向多元化收益的转变。从现货套利的角度来 看，自 2024 年初开始，由于电网消纳绿电能力的欠缺，欧洲各国电力价格价差重新进 入提升趋势，部分国家价差峰值已达 200 €/MWh，匈牙利、罗马尼亚的电力差价已满 足 1/2/4 小时电池储能系统盈利所需，德国、荷兰、波兰等其他国家的储能系统通过现 货套利所获得的盈利也愈发可观。而对于容量市场，为鼓励引入储能作为灵活性资源， 欧洲为储能开发商提供长期容量合同，部分国家还会支付年度的补贴费用，为投资者提 供长期的稳定回报，在英国 2024/2025 年度的容量市场拍卖中，T-4 拍卖的出清价格为 £60/kW/年，是 T-4 拍卖有史以来的第三高价，电池获批的实际并网容量高达 6.2 GW， 对应折算容量为 1.8 GW，创下历史新高。结合辅助服务、现货套利、容量市场等收益 渠道考虑，部分欧洲国家的大储项目已实现盈利，商业模型逐渐跑通让欧洲大储进入拐 点新阶段。
从市场结构来看，英国、德国、意大利将引领欧洲的大储发展。由于地理位置、电力系 统的限制，英国是最先发展大储的欧洲国家之一，支持政策稳定、商业模式成熟，截至 24Q3 已投运电池储能累计装机已达 4.3GW/5.8GWh，从容量拍卖市场观察项目储备量 充足，但受限于配电网调度延误和项目并网排队问题装机缓慢，后续将通过去除尺寸限 制等政策支持加速落地。意大利 177 亿欧元储能计划积极推进大储，预计 2024 年大储 新增装机约 5GWh，成为新的欧洲主力市场，2025 年 9 月 30 日意大利将举行电力存 储容量采购机制(MACSE)下的首次容量拍卖，对 10 GWh 的新增储能容量进行分配， 并计划到 2030 年拍卖容量达到 50 GWh，根据测算，意大利四小时储能系统的安装成 本估计为每年 43,000 欧元/兆瓦时，预期收益估计为每年 8,000 欧元/兆瓦时，在 MACSE 计划下意大利储能项目经济性显著。而作为负电价发生最频繁的欧洲国家，德 国也对自身的可再生能源政策作出了方向调整，扶持大储装机以缓解电网压力，2025年 1-5 月德国大储新增装机 239.59MW/445.51MWh，同比上涨 53.42%/96.52%。结合 众多主力市场的项目储备、政策支持、目标规划，预计欧洲大储将加速成长到每年 20- 30GWh 的规模体量。
其他市场方面，中东、澳大利亚、印度、智利等地区已具备旺盛的项目储备，但从落地 表现来看，各国大储项目的实际进度可能有所波折。根据 TrendForce 数据统计，沙特 能源部 2024-2025 年的储能招标计划规模高达 24GWh，其中 2024 年年内大储项目招 采规模已经高达 18.6GWh，25 年还将陆续有沙特 SEC 三期、沙特 SPPC 项目、阿联 酋 EWEC 19GWh 项目等大型项目展开招标，沙特 2030 愿景”、“2050 年阿联酋能源战 略”等可再生能源转型规划催生大储项目需求。而从实际装机来看，2024 年中东非地区 合计大储装机约为 2GWh，主要系当地自身电网基础薄弱，整个中东地区输配电线路 分散且缺乏跨国联动，拖累项目建设并网进度。除此之外，由于当地具备充足的化石能 源，本身足够低的传统能源价格导致投资方对于新能源项目的价格成本存在一定的敏感 度，而当地极端的高温天气与沙尘环境却需要适配更高标准的储能系统产品与安全维护 服务，业主方与供应商之间可能会存在较多关于费用分摊、商务条件的谈判争议，中东 大储项目实际落地的进度与收益仍有低于预期的可能。情况类似的还有印度市场，为了 完成能源转型的伟岸目标，提高电力系统稳定性与灵活性、降低弃光弃风率，印度中央 电力管理局在《国家电力规划》中将印度 2032 年需要装机的储能容量上调至 73.93GW/411.4GWh（其中抽水蓄能占 26.69 GW/175.18 GWh，电池储能系统占 47.24GW/236.22GWh），当地政府也推出可行性缺口资金（VGF）计划、强制配储、 标准招标指南等措施为大储提供政策支持。截至 2025 年 5 月，印度已发布 160GWh 的储能相关招标，其中 54GWh 为电池储能系统招标，而从实际装机表现来看，2024 年全年预计印度储能新增装机约为 1GWh，电池储能在印度仍处于发展元年阶段，市 场环境不成熟、商业模式不清晰、应用标准未统一等老生常谈的问题仍限制着当地大储 投资积极性与并网周期。
储能项目实际收益的提升是刺激澳大利亚储能市场活跃的重要因素，24 年第四季度 NEM（澳大利亚国家电力市场）网侧储能电站的净收入达 6950 万美元，同比 23Q4 提 升翻倍，储能电站的净收入增量主要源于能源套利的增加，同比+3840 万美元，辅助 服务（FCAS）收入同比也贡献增量 340 万美元，燃煤电厂停电、自然灾害引起输电线 路问题、可再生能源对电网冲击等多重因素导致当地电价波动显著提升，刺激储能投资 积极性。2024 年澳大利亚约有 4GW/11.35GWh 大储项目完成财务承诺，截至 24 年底， 澳大利亚在建大储项目规模达 23.3GWh，对比 23 年年底同比增加约 11.3GWh，25Q1 澳大利亚大储项目融资额继续保持同比 50%以上增速。而从在建项目的滚动情况推算， 24 年预计当地大储装机约 2.3GWh，同比增长约 10%，实际落地进度有所波折主要系 当地消防审查严格，前期投资方谨慎观望投资成本与收益情况，而从当前的市场环境以 及 AEMO 对储能装机目标的上调，我们预计澳大利亚大储项目装机确定性有望提升， 当前在建前五大储能项目合计约 7.2GWh 在今明两年加速落地。智利方面，过去智利储 能以光伏配储为主要形式，需求来自满足矿区等用电侧晚上的电力需求，模式单一、收 益有限，而在容量补偿、为长时储能提供夜间激励、放开独立储能市场准入等一系列措 施的改革下，当地储能市场开发焕发新的活力，截至 2025Q1，智利全国已投入运营的 储能系统容量 954MW/3660MWh，锂电储能在建规模 1.68GW/6.122GWh，预 2026 年 提前实现 2030 年的 2GW 储能装机目标，目前已投运、调试、在建、申报建设储能项 目合计 4.552GW，已达到 2050 年目标的 76%。
整体来看，各国大储需求均来自于可再生能源占比提升形成对电网的冲击，特高压、抽 水蓄能等方案建设周期较长，迫在眉睫的消纳难题需要落地更快的大规模电化学储能， 但从各主要市场的发展趋势来看，政策端疏通引导出清晰的商业模式，令储能项目收益 的经济性与确定性出现显著改善才有望让大储走上正轨。考虑到市场改革、制度完善、 基础建设、用电环境、经济条件等因素的限制，我们认为大储虽然是全球能源转型的确 定性趋势，但实际落地进度与效果仍需观察。全球城镇化、电气化率持续提升的趋势与 可再生能源的发电波动仍是较长一段时间内的核心能源矛盾，配置分布式光储可能才是 用电侧对于降低用电成本、提高用电稳定性更有效直接的路径。 户储方面，全球市场百花齐放的趋势愈演愈烈，从出口数据来看，国内逆变器单月出口 欧洲金额已逐步恢复同比正增速，出口亚洲金额每月维持 20-30%的可观增速成长。新 需求的爆发主要系电力系统羸弱导致限电、停电频繁的情况正在各国重复上演，从传统 的巴西、印度，到如今的主力市场南非、巴基斯坦、乌克兰，再到蠢蠢欲动的尼日利亚、 东南亚，刚性的用电需求叠加当地政府的补贴支持，户储行业已从欧洲市场剧烈波动的 包袱中走出，在新市场持续涌现活力的驱动下逐步回归到稳中有进的合理轨道。
而与回归平稳的户储相比，全球工商储在光储平价的带动下有望开始迎来发展拐点。首 先对于传统的欧洲市场，过去由于电力市场经营主体的差异，欧洲部分国家大工业电价普遍都低于居民电价，工商业用户对于配置分布式光储的积极性有限。而在电改的趋势 下，部分国家开始对工商储放开了参与辅助服务的市场准入，并且对用电侧提供动态电 价套餐，用电电价直接与日前市场挂钩，带动工商储商业模型逐步成立，以德国一个 100KW/212KWh 的工商业储能为例，综合考虑装机补贴、aFRR 收益、现货套利、削 峰自发自用等因素，我们测算该项目回本周期已下降至 4-5 年，叠加工商业用户自身的 减排诉求，市场有望兑现潜力。而对于亚非拉的市场而言，工商储还有取代柴油发电机 的重要意义，从非洲市场来看，限电、停电事件的频发导致企业被迫依赖柴油发电机保 障生产用电需求，以每天供电 6-8 小时/天的市场计算，单日柴油发电成本可能达 4000- 5000 元，对应度电成本最高峰可能高达 0.5 美元，而在满足同样用电需求的前提下， 当地配套光储系统经济性改善显著，尤其在各地柴油发电机生命周期步入尾声的带动下， 愈发平价的工商储有望承接亚非拉地区新的备电需求。
结合各主力市场国家规划目标、储备项目、推进速度、储能发展方向，我们预计 25-26 年全球大型电池储能装机规模为 221.7、279.1GWh，同比增速为 38.8%、25.9%，对 应全球电池储能装机为 259.4、325.7GWh，同比增速为 37.6%、25.6%，仍然为电新 领域景气度最活跃的主要赛道，考虑到项目备货周期、物流仓储等因素的放大效应，预 计 25-26 年储能系统出货体量将位于 410-460GWh。
从产业链的角度去看，当前大储行业所处的状态与发展态势让市场产生了“大储可能 会走上光伏老路”的质疑情绪。首先从价格上，根据公开招标信息统计，2025 年 5 月 国内 4 小时储能系统报价 0.423-0.512 元/Wh，均价 0.478 元/Wh，环比上涨 7.5%，回 升至今年年初水平，2 小时储能系统报价 0.455-0.675 元/Wh，均价 0.550 元/Wh，创 历史新低，环比下降 6.6%。下游政策端的变化仍未能改变当下储能电站的行业生态， 储能产品价值未能得到充分体现导致价格中枢难以上抬，低价策略在国内招标市场仍是 有力的手段。而对于被寄予厚望的海外市场，美欧澳印中东等主力市场大储系统价格均 处于下行趋势，价差与国内迅速缩窄，国内储能企业出海爆单的背后是“国内卷完去卷 国外”的窘境。
海外降价除了是海外项目周期较长电芯价格传导仍在发酵之外，我们认为最主要的因素 在于竞争格局的不稳定。自 2023 年以来，储能赛道持续上行的景气度吸引了越来越多 的企业投身于此，这些企业的主业包括锂电、光伏、输配电、电力等相关度较高的行业， 自身在电力电子领域已有较为深厚的积累之外，也具备不同程度的品牌、渠道、研发能 力，各自通过电芯外采、其余 PCS/BMS 自研的方式完成储能业务的搭建之后，全球大 储的市场竞争迅速演变成“往来无白丁”的神仙打架。大储项目在全球各地愈发分散， 新玩家凭借自身的市场积累，叠加开拓市场的低价策略，搅动储能系统市场格局，全球 TOP 10 的储能系统出货排行仍处于较大波动的洗牌中。
To B 端的模式、趋向标准化的产品、低价策略成立的竞争、巨头进场/格局未定的市场， 大储与光伏之间确实存在许多相似的属性，但我们对于大储后续状态的预期相对较为乐 观。最核心的要素在于，投资方对于大储产品有着更高的底线，储能系统如果出现质量 问题，可能会引起火灾、爆炸等安全事故，造成重大经济损失的同时，还会上升到公共 安全层面，风险意识驱使业主方抵触过于低价的产品，提升储能产品价格下限。除此之 外，虽然储能产品趋于标准化，但储能系统集成的服务方案却是非标化的，各大储能项 目面对的地理位置、功能属性、气候条件可能都存在较大差异，业主方愈发强调供应商 针对性提供全套的储能系统集成落地方案，并要求配置响应快、周期长的运维服务，价 值量高的标杆性项目仍有较高的竞争门槛。最后，从投资强度的角度来看，在经历上一 轮的融资高峰以及行业景气度回落之后，外界资本对于新能源投融资愈发审慎，此前光 伏行业供血烧钱打价格战的剧情已难以上演，我们认为海外大储行业价格竞争的底线与 激烈程度会优于预期，国内大储价格则在行业生态逐步改善的驱动下回归价值，预计储 能系统合理的毛利率中枢最后将收敛回归至 20-25%的水平。
而对于分布式系统，其产品直接面对 C 端用户，销售依赖当地的经销商，产品效率、 稳定性显著影响用户的用电体验，在某些缺电限电地区甚至有从“可选”发展成“必选 消费品”的趋势，即便在景气度跌宕起伏时期，仍能观察到各家分布式光储系统的海外 毛利率在 30%以上的高位保持相对稳定，衡量最终净利率则需要观察出货量变化的费 用分摊影响。但自 2024 年开始，我们认为海外户用/工商业光储的竞争已进入了新阶段， 即“市场百花齐放，企业加速分化”。欧洲能源危机的暂告一段落宣布昔日户储企业躺 着就能赚钱的好日子已经到头，百花齐放的亚非拉各国市场在用电需求、经济条件、人 文环境等方面存在巨大差异，过去在欧洲市场的商业、产品逻辑难以成立，需要各家企 业针对市场展开“一国一策”的产品开发与方案配套，以及亲力亲为开发、扶持可靠的 经销商与安装商，尤其对于某些外汇储备不足的国家，率先绑定拥有外汇额度的合作伙 伴将形成显著的卡位先发优势。从数个季度的跟踪来看，所谓强者恒强的逻辑在当下的 户储行业不一定成立，部分已上市的逆变器企业账上躺着前期完成融资的资金却难以在 新市场大展拳脚，但部分未上市的新锐企业凭借足够深度的理解需求、开发市场正在冉 冉升起，我们仍然认为并非所有逆变器企业都能把握新兴市场的机遇，洞察新市场、布 局新市场终究是“纸上得来终觉浅”，实际运作十分考验企业的执行能力与对下沉市场 的理解，星辰大海的全球分布式光储市场仍有较大格局洗牌的可能，海外户储的“卷” 可能才刚刚开始。
