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这份由证券研究部于2025年12月12日发布的储能行业专题报告，核心观点是储能风光无限，把握行业高景气。报告梳理了在能源转型加速、风光装机大增、电网消纳压力攀升、储能经济性凸显、海内外政策频出以及人工智能数据中心崛起等多重因素共振下，全球储能需求持续提升。作为双碳与能源领域的读者，你可能会关心：储能行业高景气能否延续？驱动因素有哪些？产业链竞争格局如何变化？本解读将围绕这些要点展开。
核心判断
- 2019-2023年全球新型储能市场平均增速为93%，2024年新增装机约188.5GWh，同比增长80%。
- EESA预计2025年全球储能新增装机将达265.1GWh，同比增长41%，延续较高增速。
- 2024年全球已投运电力储能累计装机165GW，新型储能占比升至超40%。
- 2024年中国储能装机占全球约57%，美国占19%，欧洲占12%。
- OBBB法案将独立储能ITC补贴期限从2032年延长至2036年，并设分阶段退坡。
脱水解读
全球储能市场为何持续高景气
报告指出，全球能源转型加速、风光装机大幅增加令电网消纳压力攀升、储能经济性逐步凸显、海内外支持政策频出，以及人工智能数据中心等新兴领域崛起，构成多重驱动因素共振。在此背景下，储能作为支撑构建新型电力系统的关键技术，需求持续提升。据EESA统计，2019-2023年全球新型储能市场平均增速为93%，2024年全球储能新增装机约188.5GWh，同比增长80%，继续保持较高增速。EESA预计2025年全球储能市场新增装机将达到265.1GWh，同比增长41%。报告认为，这一增长趋势有望在未来持续。
光储板块的周期规律与估值区间
报告还指出，估值方面，光伏指数历史最低PS区间在1.1至1.9倍，最低PB区间在1.3至1.7倍左右；最高PS在7倍以上，最高PB约6.8至9.5倍，具有一定规律性。
电网消纳压力凸显，储能需求迫切
光伏发电具有间歇性、波动性、分布不均等问题，光伏并网储能系统可解决光伏发电波动性，提高消纳能力。储能可灵活应用于供电侧与用户侧，通过充放电调节，减小波动性，实现平滑功率，保障输出稳定。
储能经济性拐点已现
海外市场方面，美国光伏+储能的LCOE区间为50-131美元/MWh。若考虑采用成本较低的光伏及储能产品，发电成本相较天然气和煤炭发电已具备价格竞争力。德国风电及光伏配储后的度电成本亦已显著低于传统能源。
136号文终结强制配储，储能转向市场化收益
一方面，新能源占比提升使电力系统日内净负荷波动加剧，压缩现货市场竞价空间，峰谷价差有望持续拉大，为储能、调峰电站等调节性资源创造更广阔效益空间，直接推动独立储能市场需求扩容。另一方面，电力系统对调节能力要求同步提高，推动产业从规模扩张转向质量竞争。报告指出，取消强制配储后，各地政府通过容量补偿、降低充电成本、推动储能参与辅助服务市场等方式，优化储能项目投资收益，项目投资仍可维持较高增速。
美国OBBB法案延长储能政策红利
法案首次引入外国敏感实体考核机制，要求储能系统在2026年及以后非外国实体材料援助比例逐年提升，2026-2030年及以后分别为55%/60%/65%/70%/75%。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ITC和PTC。报告指出，当前已签订合同或2025年底前开工的项目不受该考核限制，中国企业仍享阶段性窗口期。
欧洲坚定净零排放，多类型政策激励储能
与美国立场反复不同，欧洲坚定走在净零排放道路上。欧盟于2019年12月提出欧洲绿色协议，提出到2030年温室气体净排放量较1990年至少减少55%、到2050年实现碳中和。2019年欧盟可再生能源发电量占比约34%，化石燃料占比39%。2024年欧盟可再生能源发电量占比达47.4%，煤炭发电量占比降至不足10%。欧洲电力交易所数据显示，2024年全年欧洲电力市场负电价时长创历史新高。报告还给出了SolarPower Europe对2025-2029年欧洲储能新增并网规模的预测。
图说解读
全球储能装机增长趋势
报告图表10展示了2017-2024年全球储能新增装机规模及增速。从数据看，2019-2023年全球新型储能市场平均增速为93%，2024年新增装机约188.5GWh，同比增长80%，继续保持较高增速。这一增长趋势在多重驱动因素共振下有望延续，EESA预计2025年全球储能市场新增装机将达到265.1GWh，同比增长41%。储能作为支撑构建新型电力系统的关键技术，需求持续提升。
碳通通全球新型储能市场分布
报告图表13显示，2024年全球新型储能市场分布中，中国占据主导地位，占比约为57%；美国位列其后，占比19%；欧洲国家占比12%；其他地区/国家合计占比约12%。在储能新增装机增速方面，2024年中国同比增长约115%，美国同比增长约20%，欧洲同比增长27%。而其他新兴国家，如中东、南美、澳洲、东南亚等地区，尽管当前储能市场规模相对较小，低基数下展现出翻倍增长的强劲势头。
碳通通光伏指数两轮周期统计
报告图表3统计了光伏太阳能指数两轮完整周期。第一轮上行区间为2012年12月至2015年6月，历时2年6个月，区间变动535%，估值从PS 1.9倍至7.2倍、PB 1.3至6.8倍，驱动因素包括政策扶持、新增装机快速增长、金刚线单晶硅片和PERC电池量产。第一轮下行区间为2015年6月至2018年10月，历时3年4个月，跌幅75%，驱动因素包括严重弃光、光伏531新政、光伏材料供给过剩。第二轮上行区间为2018年10月至2021年8月，历时2年10个月，涨幅711%，驱动因素包括光伏平价上网、双碳承诺、多晶硅价格超预期上涨、N型电池和颗粒硅技术量产、储能开启商业化。第二轮下行区间为2021年8月至2025年4月，历时3年7个月，跌幅74%，驱动因素包括光伏全产业链供给过剩、电网消纳不足、美对中贸易制裁和关税加征。
碳通通中美欧负电价时长变化
报告图表19及相关文字显示，2024年欧洲电力市场负电价时长创历史新高。德国2024年负电价时长达468小时，同比增加60%；法国2024年负电价时长增长一倍，至356小时；西班牙2024年首次出现负电价现象。负电价反映欧洲目前同样面临严峻的消纳问题。欧盟整体风光发电量占比已达28.5%，部分国家占比更高，如德国风光发电量占比超过40%。可再生能源发电的间歇性特点导致特定时段供过于求，是负电价频现的重要原因。
碳通通中国储能支持政策梳理
报告图表25和图表26系统梳理了2022年以来中国储能的支持性政策。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年实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变。随后各地相继出台新能源并网需强制配套10%-20%、2小时储能的要求。2024年底全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达73.76GW/168GWh，提前并超额完成原定目标。2025年9月发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》明确，到2027年底总装机容量将达到180GW，较2024年翻倍以上，带动项目直接投资约2500亿元。
碳通通美国税收抵免政策对比
报告图表30对比了美国新能源领域税收抵免新旧政策的主要变动。IRA政策下，清洁电力投资税收抵免将现有30%税收抵免延长至2033年，2034年开始退坡，2036年停止，资格范围扩大到独立储能。OBBB法案则大幅收紧光伏风电ITC，但明确储能项目若在2033年底前开始建设，抵免为100%，2034年75%、2035年50%，2036年以后停止。此外，OBBB新增对外国实体适用资格的限制条款，明确由受外国实体控制或持有重大权益的企业将无法享受税收抵免。
碳通通储能产业链主要环节
报告指出，新型储能中电化学储能占据主导地位。储能电池是电化学储能的主要载体，目前储能电池以磷酸铁锂电池为主。储能电池产业链可分为上游原材料及设备，中游储能设备生产、系统集成及运营维护，下游各类应用场景。报告图表36展示了储能市场价值链及相关上市公司。这一产业链结构清晰反映了从原材料到终端应用的完整链条，各环节均存在具有核心竞争力的代表性企业。
碳通通全球储能系统出货排名
报告图表37显示，2025年上半年全球储能系统集成商排名前五的企业依次为阳光电源、特斯拉、比亚迪、中车株洲所和海博思创。其中，阿特斯位列全球第8，较2024年上升1位。与2024年的全球储能系统出货排名相比，中资企业的排名有了显著提升。尤为引人注目的是，阳光电源首次超越特斯拉。这一变化不仅反映出中资企业在全球储能领域的强劲发展势头，也暗示着全球储能市场格局正在发生深刻变革。
碳通通数据解读
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 2019-2023年全球新型储能市场平均增速 | 93 | % | 核心观点 |
| 2024年全球储能新增装机 | 188.5 | GWh | 核心观点 |
| 2024年全球储能新增装机同比增速 | 80 | % | 核心观点 |
| 2025年EESA预计全球储能新增装机 | 265.1 | GWh | 核心观点 |
| 2025年EESA预计全球储能新增装机同比增速 | 41 | % | 核心观点 |
| 2024年底全球已投运电力储能累计装机 | 165 | GW | 市场回顾 |
| 2024年全球新型储能累计装机 | 165.4 | GW | 市场回顾 |
| 2024年中国储能装机全球占比 | 57 | % | 市场回顾 |
| 2024年美国储能装机全球占比 | 19 | % | 市场回顾 |
| 2024年欧洲储能装机全球占比 | 12 | % | 市场回顾 |
报告核心数据显示，全球储能市场正处于高速增长阶段。2019-2023年全球新型储能市场平均增速为93%，2024年全球储能新增装机约188.5GWh，同比增长80%，继续保持较高增速。EESA预计2025年全球储能市场新增装机将达到265.1GWh，同比增长41%。截至2024年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模165GW，新型储能占比上升至超过40%。从地区分布看，中国在全球储能装机中占据主导地位，占比约57%；美国占19%；欧洲占12%。报告认为，全球能源转型加速、风光装机大幅增加令电网消纳压力攀升、储能经济性逐步凸显、海内外支持政策频出，以及人工智能数据中心等新兴领域崛起等多重驱动因素共振下，储能需求持续提升，这一增长趋势有望在未来持续。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 2021年7月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》目标 | 30 | GW | 3.3 海内外支持政策 |
| 截至2024年底全国已建成投运新型储能累计装机 | 73.76 | GW | 3.3 海内外支持政策 |
| 截至2024年底全国已建成投运新型储能累计装机 | 168 | GWh | 3.3 海内外支持政策 |
| 2024年新能源配储整体运行平均利用率指数 | 32 | % | 3.3 海内外支持政策 |
| 2024年电网侧储能平均利用率指数 | 52 | % | 3.3 海内外支持政策 |
| 2025年2月136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目前置条件 | 2025 | 年 | 3.3 海内外支持政策 |
| 2027年底全国新型储能装机规模目标 | 180 | GW | 3.3 海内外支持政策 |
| 2027年专项行动方案带动项目直接投资 | 2500 | 亿元 | 3.3 海内外支持政策 |
报告显示，中国新型储能政策目标与装机增长同步推进。2021年7月国家发改委、国家能源局发布指导意见，提出到2025年装机规模达3000万千瓦以上；到2030年实现新型储能全面市场化发展。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达73.76GW/168GWh，提前并超额完成原定目标。2025年9月发布的专项行动方案明确，到2027年底总装机容量将达到180GW，较2024年翻倍以上，带动项目直接投资约2500亿元。同时报告也指出，2024年新能源配储整体运行平均利用率指数虽提升至32%，但仍远低于电网侧储能的52%，配储成本难以通过收益覆盖。136号文终结强制配储，推动储能转向市场化收益导向。
| 指标 | 数值 | 单位 | 出处 |
|---|---|---|---|
| 182版型Topcon价格较2022年12月高点降幅 | 超过60 | % | 3.2 储能的经济性显现 |
| 国内锂电池储能系统中标价格同比降幅 | 70-80 | % | 3.2 储能的经济性显现 |
| 2025年国内部分省份现货市场峰谷电价差 | 约0.5 | 元/KWh | 3.2 储能的经济性显现 |
| 国内4小时独立储能电站度电成本 | 0.35-0.60 | 元/KWh | 3.2 储能的经济性显现 |
| 美国光伏+储能LCOE区间 | 50-131 | 美元/MWh | 3.2 储能的经济性显现 |
| 美国光伏发电—社区及工商业LCOE区间 | 81-217 | 美元/MWh | 3.2 储能的经济性显现 |
| 美国光伏发电—公用事业LCOE区间 | 38-78 | 美元/MWh | 3.2 储能的经济性显现 |
| 美国天然气联合循环发电LCOE区间 | 48-109 | 美元/MWh | 3.2 储能的经济性显现 |
报告指出，2022年以来国内光伏及储能系统价格持续走低，182版型Topcon价格较2022年12月高点降幅超过60%，国内锂电池储能系统中标价格同比下降70-80%，光伏配储成本下降明显。峰谷电价差决定储能项目套利空间，2025年国内部分省份现货市场峰谷电价差约0.5元人民币/KWh，对比国内4小时独立储能电站度电成本0.35-0.60元人民币/KWh，结合部分省份储能容量电价等政策出台，独立储能项目已形成且具备经济性拐点。海外市场方面，美国光伏+储能LCOE区间为50-131美元/MWh，若考虑采用成本较低的光伏及储能产品，发电成本相较天然气和煤炭发电已具备价格竞争力。
附件资料
软库中华：储能行业专题报告
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