1全球储能需求驱动力多样，整体趋势乐观

为实现2050年全球能源系统净零排放，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)。到2050年，全球能源转型的核心目标是在<<巴黎协定>>框架下实现能源系统净零排放。根据<<bp世界能源展望2024版>>，到2050年，在"当前路径情景"中，风能和太阳能装机容量将增加约8倍，如果实现2050年能源系统净零排放，则在"净零情景"下产能将增加14倍的风能和太阳能装机容量，带动储能需求将达到4000+GW。

从各国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。全球能源格局正经历一场由气候与能源政策、技术变革与地缘政治博弈共同驱动的深刻重构，其核心是主导能源从"资源禀赋型"的化石燃料向"技术驱动型"的光可再生能源转变。这一转型的广度与深度，直接决定了储能，尤其是与风光发电配套的储能系统，从"可选项"变为"必需品"的进程。然而，不同地区的资源禀赋、政策路径和电网现状差异较大，导致了其能源结构与储能需求驱动力呈现出鲜明的区域化特征。

1)中国:作为全球最大的可再生能源装机国，其能源结构呈现"煤电巨擘与新能源巨人"并存的独特二元格局。煤电仍在电力供应中扮演重要角色，而风光大基地建设规模空前。为解决资源与负荷中心逆向分布问题，中国特高压电网广泛分布，而储能的需求最初由"强制配储"政策强力驱动，要求新建风光项目按10%-25%、2-4小时的比例配套储能，这使得发电侧配储成为市场主力。当前，市场正从政策驱动转向市场化探索，旨在提升利用率的"共享储能"和"独立储能"模式成为新增长点，技术路线也更为多元，除主流锂电外，压缩空气储能、液流电池等长时储能技术示范项目领跑全球。

2)北美:在北美地区，以美国为代表的能源结构呈现出"天然气为桥，风光冲刺"的过渡性特征。丰富的页岩气提供了灵活调峰能力，但快速发展的风电与光伏正在重塑电网格局，德克萨斯州的风电与加州的光伏已引发显著的调峰压力。该背景叠加<<通胀削减法案>>对独立储能的大额投资税收抵免，以及极端天气事件对电网韧性的迫切需求，共同催生了全球最活跃的电网侧大型储能市场。其需求核心在于提供频率调节、容量备用和输电网拥堵管理，技术路线以4小时及以上的锂电储能为主，并积极探索长时储能技术以应对多日无风无光的极端情况。

3)欧洲:需求驱动力则深度融合了源于地缘政治因素的能源安全问题。俄乌冲突颠覆了其能源逻辑，推动"能源独立"成为最高战略目标，REPowerEU计划将2030年可再生能源目标大幅提升至45%。南欧的光伏与北欧的海上风电迎来快速增长。与此同时，高昂的居民电价与成熟的上网电价补贴(FiT)退坡机制，使得"光伏+储能"的自发自用模式具备很强的经济吸引力，让德国、意大利、英国等国家成为全球户用储能的领导者，且对产品品质与安全性要求高。电网侧大型储能项目虽受限于审批流程而发展稍缓，但作为支撑大陆电网稳定、整合跨区域风光电力的关键工具，其布局正在明显加速。

4)澳洲、东南亚与非洲，则代表了不同发展阶段的需求图谱。澳洲拥有全球最高的户用光伏渗透率，导致日间电网过压问题突出，因此其储能需求源于最直接的电网稳定诉求和家庭备用电源需要，形成了户用储能与电网侧项目齐头并进的态势。东南亚各国电力需求快速增长，岛屿众多，电网薄弱，其储能需求聚焦于替代昂贵的柴油发电、为工商业提供调峰服务以及构建离网微电网，市场处于快速增长前夕。而非洲市场则更为基础，较大的无电人口和得天独厚的太阳能资源，使其储能需求核心在于通过"太阳能家庭系统(SHS)"和微电网实现能源可及性，跨越传统电网阶段直接进入分布式清洁能源时代。

2.中美欧主导全球储能需求，新兴市场发展潜力大

中美欧市场主导全球储能市场发展，新兴市场发展潜力大。据EESA统计，2017年以来全球新型储能市场需求持续增长，2019-2023年平均增速高达93%，2024年新增装机约188.5GWh，同比增长80%，其中中国占比57%,美国占比19%，欧洲国家占比12%，三地区共占全球新增装机量的88%，是推动全球储能市场发展的主力。

展望:我们预计2025-2027年全球储能新增装机量将持续增长。1)中国市场:新增装机量由电网侧储能驱动，2024年占比60.0%，较2023年增加7.6%;其中独立储能占57.6%，是最主要的装机应用场景，随着各地配建储能转独立储能政策的推进，预计2025年独立储能新增装机占比将会持续增高。但考虑地面电站光伏新增装机增速放缓，工商储潜力较大，预计中国储能需求将平稳小幅增长。2)美国市场:装机以大储为主，户储需求将随着加州NEM3.0政策推动和利率的持续下探小规模增长。预计2025年美国储能因关税影响及"受关注外国实体"条款而加速发货，2026年储能需求会因政策变化而收缩，2027年之后恢复增长。3)欧洲市场:以户储需求高而被熟知，主要市场为德国、意大利和英国等地。为了完成净零排放，欧洲需要继续保持光伏年装机增长，带动储能需求增长，结构上欧洲工商业储能及大储需求增速较户储更显著。3)新兴市场:除了中美欧三大传统市场以外，新兴市场中APEC占比8%，其他地区占比4%。虽然目前新兴市场占比低，但预计受刚需和电价等现实因素影响，叠加强制或补贴等政策因素驱动，这些地区需求发展潜力较大。综上，预计全球储能2025年将继续保持较快增长，2026年全球储能因美国政策波动、中国源网侧储能装机逐渐饱和而增速有所放缓，2027年随着欧洲大储的快速崛起以及新兴市场持续增长带动全球增速有所反弹。

3中国:用户侧配储渗透率较低，预期增速乐观

3.1 分类:源网侧储能是新增装机主力，用户侧占比较小

2024年国内新型储能装机中源网侧储能是新增装机主力，合计占比达 92.3%。中国新型储能装机主要分为电源侧(独立储能为主)、电网侧(风光配储为主)和用户侧(工厂园区为主)。根据EESA统计，2024年中国储能新增装机规模达到了42.5GW/107.1GWh。从2024年储能装机应用场景来看，电网侧储能是新增装机主力，占比达到6o.0%(装机能量口径)，其中独立储能占57.6%，是最主要的装机应用场景。随着各地配建储能转独立储能政策的推进，预计2025年独立储能新增装机占比将会进一步提升。电源侧储能占比32.3%，其中光伏及风电配储合计占比30.9%。用户侧储能占比7.7%，其中工厂配储是最主要的场景，此外储能在园区配储、光储充等场景下的应用也在逐渐增多。

3.2源网侧:独储占比有望提升，新能源增长及辅助服务驱动需

求增长

源网侧储能装机需求主要包括独立储能(作为独立主体并网并接受电网调用)与风光配储(依托于特定新能源场站存在)，随着新能源电价市场化改革的推进，预计独立储能占比将逐步提升。1)风光配储类政策方面，2024年共有19个省份发布配储类政策，全国各省要求的加权平均配储比例约为"15%，2.5小时"。从配储比例要求来看，新疆、湖北、内蒙古等地要求的配储比例最高，为20%;其次是河北、河南、吉林、山东等地，为15%;而要求10%配储比例的省份数量最

多。从配储时长要求来看，基于大基地配储要求，西藏、内蒙古、新疆等地要求均在3~4小时，湖北、河南、河北、广东、江苏、四川等多个省份时长要求均为2小时。2)独立储能政策方面:截至目前已有多个地区鼓励新能源场站通过容量租赁(独储)完成配储要求，普遍支持在全省范围内租赁。未来强制配储政策将成过去式，储能建设正逐步走上市场化道路。2025年1月27日，国家发展改革委和能源局<<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)的发布叫停了"强制配储"。文件指出，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。

独立储能的盈利模式多元化，预期电能量交易和辅助服务调节将成为主导盈利模式。随着2025年初136号文的发布，强制配储模式退出历史舞台。政策驱动下，我国独立储能盈利模式包括:容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务等。从盈利角度来看，随着新能源的全面入市，未来现货市场峰谷价差或将进一步扩大，独立储能商业模式或将迎来重构，以容量租赁收入为主的商业模式将成为"过去式"，预期电能量交易和辅助服务调节的价值将愈发凸显。据测算，在2小时储能系统EPc单价为1.2元/wh,储能系统单价0.6元/wh,电池单价0.35元/wWh，初始容量80%租赁(每三年降低5%)的理想情况下，多地区独立储能项目可实现不同程度盈利。

3.3用户侧:工商储主导需求，工厂配储率提升带动增长

中国的用户侧储能以工商储为主，2024年实现高速增长。用户侧储能是指用户关口表后(如家庭、工厂、商场等)安装的储能系统，通过储存低谷时段的电能并在高峰时段释放，帮助用户优化用电成本、保障供电稳定性。其核心功能包括利用峰谷电价差套利、降低基本电费、参与需求响应等。用户侧储能主要分为工商业储能和户用(家庭)储能两种类型，而中国因居民电价较低导致户储市场发展滞后，目前中国用户侧储能市场主要由工商业储能主导。2024年工商业储能项目投运规模实现了较大规模的增长，工商业储能项目投运整体规模达到

工商储盈利模式当前主要依赖峰谷价差进行套利，未来，随着电力市场化改革的持续推进，现货市场套利有望成为主要盈利手段。工商业储能主要有峰谷套利、光伏消纳、需量管理、动态增容、政策补贴、备用电源、需求响应等多种获利模式。目前，工商业储能的经济性主要来自峰谷价差套利，需量管理、动态增容和补贴等可带来可观的叠加收益;而需求响应等获利途径因需要依托电网需求才能获益使得该类收益较小且不稳定，从更长远来看，工商业储能将凭借虚拟电厂的资源聚合能力实现在电力市场的相关盈利，故未来现货市场套利、参与电力市场多种交易和服务有望成为其最主要盈利手段。地区发展方面，江浙粤三省依托于可观套利价差成为中国工商业储能发展的主要战场，2024年工商业储能发展最热地区为江苏省，浙江省和广东省紧随其后。峰谷价差方面，中国全年平均峰谷价差超0.7元/kWh的省份达18个(单一制1-10kV)和19个(两部制1-10kV)。工业配储渗透率提升及工商业光伏配储需求的增长驱动共同工商储需求快速增长。工商业储能项目的各类应用场景中工厂配储仍为主要场景。据EEsA统计，2024年江、浙、粤、皖、川渝和鲁等几个工商储发展较好或潜力较大的地区中工商业储能项目在工业企业中的渗透率最高仅为0.86%(浙江省)，且考虑到随着工商业光伏的持续上量会催生更多的配储需求，预计2025年工商业储能装机将达到12.5GWh,我们预计2026-2027年工商业储能还将保持快速增长。

4美国:政策扰动引发25年抢装潮，长期需求具备韧性

4.1结构:2024年美国大储占比80%以上

美国储能市场新增装机以公用事业规模储能为主。根据应用场景，美国储能市场可以细分为三大市场:公用事业规模储能(Utility-Scale EnergyStorage，即大型储能、大储)、户用储能(Residential EnergyStorage)及商业、工业与社区储能(Commercial,Community,and Industrial,简称ccl,即工商业储能)。大储是由电网运营商、电力公司或大型独立开发商投资建设的储能系统，其单体规模通常为几兆瓦到上百兆瓦，主要用于调峰调频、容量支撑和支持可再生能源并网等电网服务，并通过容量市场、辅助服务市场或电力现货市场实现收益。户用储能是安装在住宅场所、通常与户用光伏配套运行的小型系统，其主要用途是提升自发自用率、降低电费支出和在断电期间提供备用电力，并依赖政策补贴和电价机制带动市场增长。工商业储能是部署于商业楼宇、园区、社区微电网等场景的系统，具备灵活的配置方式，常由用能主体或第三方服务商运营，以实现需量管理、电费优化、备用电源等功能，部分系统也参与区域电网交易。据WoodMackenzie，2024年美国三大细分市场新增装机(GW/GWh)分别占比88.6%/92.4%、10.2%/6.6%、1.2%/1.0%，美国市场装机仍以公用事业规模储能为主，占比超80%。

4.2政策扰动引发25年抢装潮，长期需求具备韧性

政策变动引发25年抢装潮，长期需求具备韧性。美国储能需求主要受关税、大而美法案影响较大，未来仍然存在政策变动的不确定性。我们分析，2025年，美国储能因关税影响及"受关注外国实体"条款而加速发货，2026年储能需求会因政策变化而收缩，2027年之后恢复增长。

1、关税:未来关税存在变动可能，25H2或仍将是发货旺季。美国对中国储能产品征收的关税具体构成为:3.4%基础关税+7.5%的301关税(2026年起该税率将提高到25%)+20%芬太尼关税+10%对等关税(中美在8月12日达成协议暂停实施24%的关税90天，但保留剩余10%的关税)，截至2025年8月，综合税率达到40.9%.2025年4月中美关税税率持续升级导致4月份储能发货几乎停滞，5月中旬起，关税降至40%左右，储能出货已经恢复正常，但税率较签单时提高约30%，或导致发往美国的储能产品毛利率出现下滑。考虑未来关税税率有可能再次上浮，叠加26年301关税加码至25%，25H2或仍将是发货旺季。

2、大而美法案:2025年或因"受关注外国实体"条款而加速发货，2026年后需求面临不确定性。7月4日，美国<<大而美法案>>(One Big BeautifulBillAct,OBBBA)经特朗普签署通过，成为正式法律。影响:1)光伏与风电遭受重大冲击，OBBBA大幅缩小了风电和光伏项目获得全额税收抵免的时间窗口，要求项目在2027年12月31日前投入使用，预计2025-2026年，光伏装机量将激增，因为开发商会急于争取税收抵免资格，但远期需求量会受影响。考虑美国大储接近50%为光伏配储需求，美国储能需求也会同步受到影响。2)法案将储能投资税收抵免(ITC)的退坡时间从2029年推迟至2034年，这一调整使储能成为新能源领域唯一获得长期政策支持的细分赛道。3)法案通过严格的"受关注外国实体"(FEoc)条款限制中国供应链参与，规定2025年12月31日后建设的项目，若涉及FEoC，将无法享受投资税收抵免(ITc)和生产税收抵免(PTc)。我们预计这将促使中国储能企业抓住对美出口的"窗口期"，在今年年底前加速推进存量项目落地，短期内对美发货量有望增加。但长期看，后续的新增投资可能会出现明显收紧的情况。4)通过抬高市场壁垒以限制中资企业。一是股权穿透审查，要求外资持股低于25%;二是供应链审查升级，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"掌控，否则可能丧失30%ITc资格;三是禁止通过技术许可、生产合同实施"有效控制"。我们预计，美国项目开发商为获取储能税收抵免，将被迫剔除中国供应链;对于已经在当地有产能布局的企业，或迫使其出让控股权。5)在户储方面，取消了屋顶光伏的30%税收抵免，也终止了对独立储能设备的支持，这将直接导致典型家庭光储系统成本上升。

5欧洲:工商储及大储市场正加速崛起

为了完成净零排放，欧洲需要继续保持光伏年装机增长。根据<<国际能源署净零排放方案>>，欧盟需要在2035年前将电力行业的排放量降至接近零。自2015年以来，欧盟的年均减排量为43Mtco2。根据Ember发布的<<2024年全球电力评论>>，为了与国际能源署的净零排放方案保持一致，欧盟年均降幅需达到54Mtco2。如果欧盟继续以目前的速度扩大清洁能源的部署，特别是风力和太阳能，该目标则可实现。在国际能源署的净零方案中，风力和太阳能发电量占比将在整个2020年代迅速增加。到2030年，风力发电量占比将增至32%，太阳能发电量占比将增至20%，二者合计将占欧盟发电量的一半以上。近年来，欧盟风力和太阳能发电量的增长也与该目标一致。如REPowerEU计划所建议，欧盟的目标是到2030年可再生能源发电装机容量达到1,236GW，可再生能源发电量在总发电量中的占比达到72%。如果年装机容量增长继续保持近期的增长轨迹，则可实

欧洲光伏需求进入稳步增长阶段，中性预测2025-2026年光伏装机同比增速为+6.9%/+3.3%。2024年，欧洲太阳能光伏装机容量为65.5GW，较历史的年增长率显著放缓至4.4%，主要是因为乌克兰局势趋缓导致欧洲电价逐步回归合理水平。为了完成2030年的REPowerEU太阳能装机容目标及净零排放,SolarPowerEurope预测欧洲光伏新增装机在2024-2028年进入稳步增长阶段，中性预测下，欧洲2025-2026光伏装机为70/72.3GW，同比增速为+6.9%/+3.3%。

结构上看，欧盟地面电站需求增速更快，有望达到8%的复合增速。根据SolarPowerEurope，经过多年的快速增长，欧盟户用屋顶光伏市场已进入缓慢增长期,预计户用屋顶光伏市场将从2024年的38.0GW增长到2028年的44.2GW,复合年增长率为4%。而前期发展较慢的地面电站则增速更快，预计从2024年的27.5GW增长到2028年的37.3GW,复合年增长率为8%。

欧洲储能需求旺盛，2025-2027年储能装机增速有望达为36%/41%/62%。光伏发电有昼夜周期波动问题，将储能与光伏共置可以增加光伏发电的价值，因此欧洲在光伏发电渗透率较高的背景下，储能需求旺盛。根据Solarpower Europe预测，尽管欧洲光伏增速进入稳步增长阶段，但储能需求仍然旺盛，尤其是工商储及大储将蓬勃发展，预计2025年至2027年欧洲储能新增装机规模为29.7/41.9/68.0GWh，同比增速为36%/41%/62%。

6新兴市场:起步晚，储能需求前景广阔

新兴市场储能发展起步晚，但在光伏配储需求、电力短缺压力以及补贴政策支持等多重因素驱动下实现了迅速增长。2024年全球除了中美欧以外的新兴市场储能新增装机规模达23GWh，占全球市场份额的12%。尽管当前多数新兴市场年度新增装机规模仍处于2Gw以下区间，较中国、美国及欧洲等成熟市场存在一定的体量差距，但发展动能正在加速积聚。亚太地区除传统澳洲和日本市场外，东南亚市场正受到越来越多的关注。其中菲律宾、越南和缅甸三地成为光储需求高增的主要市场，泰国和马来西亚则因部分鼓励政策成为光储潜在发展市场。南亚地区的巴基斯坦因备电需求和电价上涨问题催生户储需求，印度则因宏大的光伏装机目标和丰厚的政策补贴推动大储和户储的较大需求。其他地区中发展最为强劲的是中东地区，得益于"沙特2030愿景"等战略规划，未来中东市场将更加广阔。

2025H1新兴市场储能订单开始快速增长，澳洲、中东、南美、印度大订单陆续落地。据CNESADataLink全球储能数据库不完全统计，2025年1-6月中国储能企业新增海外订单163GWh，同比增长246%，业务覆盖50余个国家和地区，涉及超50家企业。在163GWh订单中，明确地区的达111.6GWh。区域分布上，中东、澳大利亚、欧洲位列前三，均超20GWh;南美、北美、南亚、东亚紧随其后，均超3GWh。主流地区订单亮点:中东有宁德时代和比亚迪储能各斩获10GWh大单;澳大利亚最大订单为宁德时代与Quinbrook合作的8小时电池储能项目;欧洲1GWh以上订单达11个，最大为楚能新能源与英国lmmersa的2.5GWh合作;印度订单增长快，最大采购项目由天合储能和南都电源拿下，规模超3.1GWh。

7新领域:AI蓬勃发展，数据中心储能需求有望高速增长

AI需求迎来高增长，推动AIDC市场持续增长。智算中心即智能计算中心(ArtificialIntelligence Data Center, 简称AIDC),是在传统数据中心的基础上，基于GPU、TPU、FPGA等人工智能芯片及计算框架构建的人工智能基础设施，可以支撑大量数据处理和复杂模型训练。在技术创新、应用场景拓展的多重驱动下，全球企业对于人工智能基础设施的投资普遍提升，根据<<中国人工智能计算力发展评估报告>>，2025年全球2000强企业会将超过40%的IT预算投入到人工智能项目中，如微软、Meta、谷歌等大型科技公司陆续宣布了数十亿美元的投资计划，用于建设和升级人工智能基础设施。2024年全球人工智能服务器市场规模为1,251亿美元，预计2028年有望达到2,227亿美元。人工智能基础设施的增长也将带来更高的能源及储能需求。

随着数据中心功率提升，锂电池应用从备电类型向供能类型转变。传统上，数据中心主要使用锂电池作为UPS系统的一部分，在市电中断时提供短暂的备用电力。随着数据中心转向绿电供能，锂电池应用从备电类型向供能类型转变。AIDc通常采用高功率密度液冷服务器，并向超大规模集群化(百Mw级)、绿色化(PUE<1.1)迈进，因高能耗和散热需求，数据中心开始向低温环境、低电价、高可再生能源占比区域迁移，如东数西算的八大节点。在此背景下，传统电网架构已无法满足高密度算力设施的稳定性需求，而"数据中心+风光+储能"凭借清洁低碳、供电可靠、安全经济优势，正成为破解"电力-算力"失衡的关键技术路径。每100MWw的数据中心建设有望带动450-800Mwh的储能需求。一般一个大型数据中心的电力需求在100MW以上，年耗电量约35-40万电动汽车的电力需求。我国为满足数据中心高比例清洁供电需求，通常需要超配并配置储能。2024年发布的<<数据中心绿色低碳发展专项行动计划>>提出，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%的目标。考虑配储功率为1:1及配储时长在3-4小时之间，预计每10oMw的数据中心建设有望带动450-800MWh的储能需求。