大储：全球开花，两年高增新周期
需求全面开花，中国和美国大储已高增2年，国内容量电价补贴、美国AI数据中心拉动，开启二次高增。欧洲和新兴市场储能渗透率低，空间广阔。
储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益
从配储转为独储：阶段一（2017–2025年初）：政策驱动下“强制配储”；阶段二（2025年5月至今）： 强制配储正式退出；阶段三（未来展望）：电力市场化改革落地，，现货价差扩大，对容量电价依赖减弱。
独立储能作为独立主体接入电力市场，具备多元化的收益来源：部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系， 提供稳定现金流；可通过现货市场及峰谷价差实现套利；还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量 回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元，经济性更优，有望受益于电力市场化改革。
国内：政策多维共振，驱动储能需求高增
地方政府密集出台储能容量电价补偿，作为盈利的重要补充。地方政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立 市场化收益机制。当前已落地的地区包括内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆、山东、黑龙江等。补偿标准看， 可分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh），并配合考核机制确保储能出力质量， 项目IRR普遍在8–12%区间，高价值省份可达15%以上。我们预计未来仍将有更多省份跟进出台容量补偿政策， 储能收益模型将持续优化。
1GWh储能电站在容量补贴情况下，收入超过1亿元，其中容量电价补贴0.5-0.8亿，套利0.5亿，其余0.05-0.1 亿辅助服务收益。假设电站运行20年，补贴10年，良好运行情况下，对应内蒙irr14%、甘肃11%。
储能资产+专业化运营+综合金融方案：系统集成商获取电网关键节点项目，寻找资金方投资（同时适当跟 投），并将设备出售给项目方（不走招标模式，系统售价高于集采价格0.05元/wh+），并且帮资金方运营储 能项目，收取运营费（运营费每年为系统价格的2%），并承诺资金方保底收益。
独立储能融资租赁创新模式：“城投+”、F+EPC+F、经营性租赁、新能源基金、新能源SPV跨境租赁、“弱 主体”结构化融资、联合租赁。
装机：国内新型锂电储能1-10月并网72.2GWh，同比增42%，其中用户侧5GWh，同比增146%；全年预 计国内装机有望超160GWh，同比增长40-50%。
招标和中标累计100%+增长：1-11月国内新型储能EPC招标190GWh，同比增138%；中标175GWh，同 比增99%，配储时长2.7h。
备案量规模激增：25Q3新增备案量518GWh，同比增343%，其中482GWh，均为独立储能项目，累计备 案量超1TWh。其中25Q3，宁夏75GWh，广东48GWh，内蒙42GWh，甘肃38GWh，河北36GWh，河 南35GWh，山西31GWh，江苏30GWh，山东28GWh，规模较大。
国内储能需求在商业模式改善与大基地项目带动下持续高景气。其中 1–11 月招标容量 Top10 省份分别为： 内蒙古自治区 31%、新疆维吾尔自治区 20%、宁夏回族自治区 10%、山东省 10%、河北省 6%、甘肃省 6%、河南省 5%、广东省 4%、云南省 4%、山西省 4%，呈现西北、华北地区集中式项目拉动的结构。
美国AIDC光储增量需求显著
供电方式：绿电直连对应配储。储能规模，取决于绿电供应比例。美国电力紧缺，新增AI数据中心缺电，需 新建发电装置，绿电（占比30~50%）+电网交易（占比50%~70%）为主要趋势，按绿电功率50%+4h配 储，对应1GW算力配储4-6GWh。 电能质量管理：新增储能BESS，实现低压直流，为AIDC电气架构新趋势。在中压侧，新增中压变流+BESS （交流转直流+储能接入），形成统一的直流供电总线，再降压、分路送至终端，减少终端的AC-DC转换， 可减少5-8%电耗。对于大型AIDC，这部分储能若同时满足备用电源+削峰填谷需求，相当于电耗功率 110%*（4-8h）配储时长，若仅用于备用电源，平滑波动，则相当于电耗功率110%*（20min）配储时长。锂电在中压侧替代柴发+低压侧替代UPS，规模较小，且从响应速度和供电时长看，难以完全替代。
按照2030年底美国累计AI算力153GW，当年新增40GW测算，我们预计2026年-2030年美国电力需求年复 合增长4-5%。其中AI算力2030年需用电约1269TWh（假设满负荷运行），占总体用电量22%。 发电新增装置看，假设50-65%新增光伏装置占比，则25年新增发电装置需求30GW、2030年为215GW， 远高于25年美国备案量（30-40GW）。
AI算力能源消耗激增，电力缺口显著
美国截至2024年底存量发电装机规模为1282GW，其中天然气发电装机506GW，火电为174GW， 光伏为 175GW，风电152GW，光伏装机占比14%。 净新增发电装机看，2021年阶段性突破30GW，2022年回落，2023-2024年均保持40%+增长，其中2024年 新增48GW，按2025年备案看，新增规模预计突破55GW，同比增28%。若扣除储能，24年实际为32GW。
欧洲：可再生能源消纳催生大储需求，支持力度大
欧洲可再生能源发电占比持续大幅提升。2024 年欧盟可再生能源发电量占比达 47.4%，其中太阳能占 11.1%、 风能占 17.4%，核能以 23.7% 占比居首，天然气占比约 19.2%，煤炭占比降至 9.8%。电网灵活性不足的瓶颈 进一步凸显，2024 年德国、法国、英国、西班牙等主要国家负电价小时数大幅激增，分别达 468 小时、356 小 时、179 小时、247 小时，同比增幅最高达 147%。
欧盟电改进入全面实施阶段：欧盟委员会于2023年3月提出了欧盟电力市场设计改革的提案，2024 年 7 月 16 日正式生效，成员国需在 2025 年 1 月 17 日前完成国内转化。改革核心聚焦可再生能源并网与系统灵活性，明 确鼓励电网引入储能、需求侧响应等非化石灵活性技术，并通过容量机制、长期购电协议（PPA）、双向差价合 约等工具提供稳定回报，保障电力供应安全。
欧洲：去库完毕，25年需求逐步复苏
欧洲户储库存去化完毕，25年户储需求开始逐步复苏。欧洲24Q4库存去化基本完成，24全年户储装机8- 9gwh，同比下滑30%在。2025年1-10月欧洲逆变器出口额约29.06亿美元，同比+1%。25年3月起出口 额有所回升，欧洲户储出货需求开始逐步复苏。政策角度看，虽意大利退坡，但德国、英国、奥地利仍有 增值税减免政策，同时户用光伏与储能价格较高点下跌30%+，即使考虑欧洲居民电价回落至21年水平， 户储依然具备经济性。
欧洲：库存去化已完成，需求逐步复苏
德国户储24年同比下滑8%。24年德国户储装机5gwh，同比-8%。25年1-11月德国户储装机3.3gwh，同比28%，我们预计25年装机仍略有下滑，26年或逐步企稳。 意大利补贴退坡，户储存量装机增长，但新增需求有限。意大利Superbonus补贴戛然而止，在补贴退坡影响 下，意大利户储需求逐步回落，意大利24年户储装机下滑至2.6GW左右，我们预计25年装机增长有所放缓。
美国：取消户储ITC补贴，26年需求或将下滑
25年抢装美国户储高增，26年或有所回落。美国BBB法案将户储ITC补贴于法案生效180天后结束，25年美 国户储有所抢装，25H1美国户储实现装机1.6gwh，同比+74%，25年我们预计美国户储装机3-4gwh，同 增60%+，26年美国户储或有一定回落。
新兴市场：结构性爆发，增长潜力大
澳大利亚大幅提高多地基准电价，同时叠加政策补贴，澳洲25/26年户储有望高速增长。澳大利亚能源监管 机构自2025年7月1日起上调南澳州、新州和昆州东南部的基准电价，同比涨幅从0.9%到9.7%不等。同时澳 洲推出23亿澳元“更便宜家用电池计划”补贴户储，2025年补贴预计可达372澳元/kwh，降低约30%储能 装机成本，我们按照单月2万台出货，单台20kwh测算，全年澳洲户储预计装机可达3GWh+，预计消耗近9 亿澳元补贴资金，按照26年单台20kwh，补贴332澳元/KWh，我们测算剩余补贴资金还可补贴约20万台， 我们预计26年澳洲户储装机可达4-5GWh，持续高增长，但27年或将无补贴资金，澳洲户储装机或有所下滑。
海外工商储起量爆发，项目数量高速增长
动态电价扩大套利空间催生工商储发展。随着智能电表在欧洲各国逐步普及，欧洲除了固定电价合同外，开 始逐步给用户提供动态电价合同，动态电价按日前市场每小时电价进行动态结算，电费包含固定月度费用+ 日前动态电费+其他附加费用。德国25年1月起就要求所有售电公司给客户动态电价，此前售电公司与工商 业及居民用户主要签订1-2年固定电价协议。动态电价锚定日前电价，日前电价为D-1日获取第二日动态电 价，随新能源装机发展，日内电价波动加大，正午高峰期甚至出现负电价，进行动态电价催生工商业及居民 用户套利需求，催生工商储发展。
竞争格局：大型PCS格局优于户用
在户用储能市场，2025年前三季度全球出货量达26.6GWh，其中第三季度出货量接近10GWh。该领域 前五名供应商为特斯拉、华为、比亚迪、派能科技与德业股份，CR5 市场份额环比提升约3个百分点，达 到50.9%，且特斯拉与华为已明显拉开与中小竞争对手的差距，头部优势持续巩固。
产业链：新兴市场拉动结构性需求
储能PCS厂商出货高增，户储行业增速放缓，工商储为未来重要新增长点。大储PCS厂商出货持续高增，上 能预计26年出货翻倍增长，市占率有望超10%，户储全球行业增速逐步放缓，各厂商纷纷逐步拓展至工商储 ，未来将成为各户储玩家重要新增长点，德业预计26年工商储翻倍增长。
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