新型储能行业发展历程、转型与市场空间如何？

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： ①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15.4/48.7/101.1GWh，连续三 年增速超100%，储能行业已呈现规模化发展。 ②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，标志着强制配储时代 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，随着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。

136号文发布+现货市场提速，新型储能实现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，我们认为136号文推动储能产业三重变革， ①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。 ②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。③企业必须通过技术优势、商业模式创新和成本 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。 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。此外， 2025年4月国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现 货市场建设工作的通知》提出，全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现 电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节 供需的关键作用，现货市场建设加快亦有助于新型储能向获取市场化收益转型。

新能源配储装机规模占比近四成，未来新型储能向独立储能发展。根据中电联 数据，2024年新增37.1GW新型储能中，独立储能/独立储能达23.2/13.1GW，同比 +150%/58%，占新增装机比例分别达62.5%/35.3%。截至2024年底，电源侧、电网 侧、用户侧电化学储能装机占比分别为41.2%/57.0%/1.8%，其中独立储能主要集中 于山东、江苏、宁夏、湖南、内蒙古等给予独立储能较好商业模式与电力市场机制 较完善省份。展望后续，随着强制配储政策取消，后续储能发展将以独立储能形式 为主。

利用率持续向上，市场驱动下新型储能盈利能力有望提升。2024年3月国家能 源局发布《2024年能源工作指导意见》中提出强化促进新型储能并网和调度运行的 政策措施；2024年3月，国家能源局再发《关于促进新型储能并网和调度运用的通 知》，进一步保障新型储能利用率。根据中电联发布的《2024年电化学储能电站行 业统计数据》，2024年电化学储能利用率明显提升，年均利用小时数由2023年的611h 提升至2024年的911h，同比+49%；平均等效充放电次数（统计期间实际充放电量 与2倍额定能量比值）由162次提升至211次（相当于1.7天完成一次完整的充放电），同比+36%。整体利用率方面：火储联调>工商业配储>独立储能>新能源配储，新型 储能利用率持续提升。

招中标规模高增验证全年景气度，重视盈利能力下集成价格有望企稳。根据我 们对储能头条与北极星储能网中标数据统计，2025Q1国内新型储能累计招标 17.2GW/97.5GWh，同比大幅增长，主要系136号文推出后央企集采节奏提前，其 中集采规模达55.2GWh，占比过半。价格方面，2h储能系统报价下探至0.45-0.50 元/Wh，中标价格持续下探，未来随着136号文执行后储能更加注重运营效率，预计 储能系统价格有望止跌企稳。

欧美仍为海外最大储能市场，大储发展动力充足。根据CNESA统计，2024年 全球新型储能新增74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.95，美欧仍为海外最大 储能市场。2024年美国市场新型储能新增装机11.8GW/31.2GWh，同比增长 35.1%/20.0%，尽管近期受到关税与补贴不确定性影响，出货节奏有所调整，但受 新能源增长+电网稳定性需求提升影响，新增投运新型储能规模创历史新高，其中电 网侧占比超60%，用户侧呈现“户用主导、品牌集中化趋势”。2024年欧洲市场新 型储能新增装机11.1GW/21.1GWh，欧洲此前以户储为主，2024年受能源价格回落、 利率上涨、补贴退坡与库存积压因素影响，户储装机出现下滑，而大储发展则受到 新能源装机过多带来的负电价频发、补贴倾斜及电力市场改革，发展逐步起步。 中东大项目频出，印度需求有望快速放量。根据OFweek储能网统计，2024年 以来中东大项目频出，如阳光电源与沙特Algihaz签约7.8GWh储能、特斯拉与 Intersect Power签署15.3GWh Megapack储能系统、比亚迪中标沙特电力公司（SEC） 12.5GWh电池储能系统、宁德时代中标阿联酋能源公司Masdar 19GWh储能合同等。 此外印度在本轮印巴冲突后更加注重能源安全，根据印度电力部（MoP）要求，新建光伏项目需配套10%、2h储能系统，基于此印度电力部门预测到2030年将安装约 14GW/28GWh的储能系统。截至2024年底，印度电化学储能仅0.11GW，预计印度 电化学储能市场有望快速放量。

1. 欧洲：负电价冲击光伏经济性+灵活性资源需求迫切，大储发展提速。灵活性资源需求迫切+商业模式完善+补贴转向，欧洲各国大储发展明显提速。 2022年以来受俄乌冲突引发的能源危机影响，欧洲各国加快能源转型节奏，同时能 源价格的大幅上涨推动欧盟进行电力市场改革。2023年10月欧盟理事会通过电力市 场设计改革方案，方案鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧 响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新 型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用，从制度层面为欧洲大储发展扫清障碍。 同期欧洲多国负电价事件频发，2023年7月4日德国与荷兰部分时段的电力价格甚至 跌至-500欧元/兆瓦时，新能源装机较高国家如法国、英国等均出现多次负电价，大 型地面电站项目配储意愿明显提升。此外，欧洲多国补贴从户储向大储倾斜，如德 国、意大利、波兰等国推出针对大储的补贴政策，并优化并网流程、放宽储能上限， 大储规模实现快速增长。根据SolarPower EU数据，2024年欧洲大储新增装机 11.0GWh，同比大幅增长205.6%，首次超过户储成为欧洲储能第一大细分领域，其 中英国、意大利为主要国家，大储发展明显提速。

英国：电力供应与灵活性资源受限刺激大储需求位欧洲之首，大储快速发展得 益于容量市场及电价机制完善、丰富的收益模式。英国作为岛屿国家，与欧洲大陆 各国相比，其电力供应能力和电网灵活性存在一定局限。一方面，煤电不断退出导 致电力供应缺口加剧，另一方面，风电、光伏等波动性可再生能源对电网形成冲击， 大幅增加英国电力系统的平衡成本，配储意愿强烈。英国电力市场自由化程度较高， 储能可参与模式众多，包括容量市场、电能量市场、平衡备用市场、调频辅助服务 市场等，通过收益模式叠加可获得较为理想的回报。根据集邦储能，英国在其官方 公布的最新版未来能源愿景规划（FES）中大幅上调储能装机的短期目标，相较于 2022年的版本，新版FES拉高对2024-2027年的储能装机预期。综合看，新能源装 机增长、收益模式完善、项目储备丰富等因素叠加，预计在短期内，英国储能需求 或将快速放量。

意大利：新能源供需空间错配带动储能需求，177亿欧元援助助力大储提速。 根据Timera Energy数据，意大利政府计划至2030年新部署约50GW太阳能和16GW 风能，考虑到意大利风光资源，其中很大部分将部署于南方与西西里等岛屿区域， 但由于用电负荷主要集中于北方发达经济区，新能源发用电空间错配导致意大利未 来将面临较严重灵活性资源缺乏问题，电力储能和输电网建设至关重要。2023年12 月，欧盟批准对意大利177亿欧元的储能援助计划，以支持其在未来10年发展总容 量超9GW/71GWh的集中式储能系统，预计援助将持续至2033年底，并通过招标程 序向储能开发商提供年度付款。预计后续意大利大储装机将快速增长。储能长期合 同支持机制（MACSE）降低风险敞口，扩大资金支持更快部署大储。新机制下，意 大利国家电网运营商Terna根据长期合同（例如 12-14 年期限）直接竞标大容量储 能，降低商业风险敞口、扩大资金来源，有力缓解南方与岛屿区域输电限制问题， 预估到2030年将在南北分别建成81GWh和13.8GWh储能容量，其中南方将有 71GWh由MACSE支持建设。

2. 美国：市场机制存在大于关税影响，电网矛盾增强美国储能收益韧性。新能源装机带动灵活性资源需求+电网升级+并网规则优化，大储发展有望提速。 根据Wood Mackenzie数据，2024年美国储能新增装机12.3GW/37.1GWh，增长 32.8%/34.1%，其中公用事业储能（表前储能）、工商业、户储容量分别为 33.7/0.4/3.0GWh，表前储能占据美国最大储能份额。2023年受并网审批项目积压、 并网审批放缓、贷款利率高企及补贴政策变动等众多因素影响，部分公用事业储能 项目延迟并网导致美国储能装机存在一定季节波动，2024年上述问题的逐步缓解叠 加新能源装机规模的持续扩大+成熟商业模式，储能高增速延续。2025年面临关税、 IRA补贴等不确定因素影响，预计新增装机45-50GWh，同比+30%。

关税大幅缓和，美国储能需求有望重启。2025年以来美国政府多次对中国加征 关税：2月4日，对中国商品加征10%关税；3月4日，对中国商品新增双10%关税叠 加措施；4月2日，对所有国家征收10%的关税，对中国征收34%“对等关税”；5月 12日，中美达成关税共识，此前34%“对等关税”中的24%暂停90天，仅加征10%。 具体到储能领域，目前对美储能系统关税主要由四部分构成：①基本关税3.4%；② 301关税：2025年7.5%，2026年起25%；③“芬太尼”关税：2月与3月分别加征10%， 合计20%；④对等关税：谈判后10%。综上目前对美储能系统综合税率合计40.9%， 2026年301关税调整后将达到58.4%。但相较于此前125%甚至更高的对等关税导致 对美储能发货及部分项目处于停滞状态，目前在关税大幅缓和下，美国储能需求有 望恢复正常。

良好市场机制始终是美国储能发展的基石，关税与IRA极端情况下IRR仍有 7-9%。得益于美国成熟的电力市场，储能系统在此前高成本下仍保持较高的成长弹 性，盈利能力持续良好，根据Wood Mackenzie数据，美国储能EPC价格从22年初 的约$2000/kW（4.5元/Wh）下降至24年初的约$1000/kW（2.3元/Wh），25年进一 步下降至约1.8元/Wh，在价格大幅下降的背景下储能系统新增规模从22年的15GWh 提升至24年的约40GWh，25年考虑关税预期本无降价计划、但系统端仍可通过规模 化效应降本，对冲关税影响。我们认为，尽管EPC价格上可能有波动，若叠加各项关税EPC报价或回到24年水平，但良好的市场机制始终是美国储能快速发展的基础、 后续应重点关注市场化机制（包括现货市场与辅助服务市场盈利变化）对收益率的 积极影响，相较于关税仅限于系统端、IRA对总成本的补贴影响更大。我们测算在0.9 元/Wh的FOB报价、40.9%/58.4%的综合税率、IRA补贴比例降为0的情况下，独立 储能IRR仍有10.0%/8.7%、新能源配储IRR仍有10.4%/10.0%，相较于此前关税IRR 恢复至合理区间。

3. 亚非拉：能源转型+电力短缺，多国大项目频出。中东：2030愿景下的能源转型驱动储能发展。近年来中东各国能源转型步伐加 快，沙特阿拉伯《2030愿景目标》提出减少对石油的依赖，到2030年至少发展9.5GW 可再生能源，此后分别在2018年、2023年两次上调2030年可再生能源装机目标，预 计到2030年实现130GW的可再生能源装机目标。此外中东多国电力危机加剧，2024 年夏天伊朗用电高峰日平均电力缺口达到了20GW，预计25年该数据将进一步提升； 科威特电力部预警2025年夏季将面临1.6GW电力缺口，预计2029年扩大至5.6GW。 电力危机促使中东各国加速新能源进程，储能配套需求亦有所提速。

非洲：电力供应不足与发电设备老化导致断电频发，布局清洁能源转型正成为 新趋势。据非洲开发银行公布数据，目前非洲通电率仅大约40%，超过6.4亿非洲人 生活在无电地区，现有发电设施老旧化程度较高，因此非洲多国正加紧建设可再生 能源项目，以求缓解供给压力。南非作为非洲经济相对发达的国家之一，一直受持 续的电力供应短缺与负荷的困扰。目前南非政府正在利用其独立电力生产商(IPP)采 购计划和混合电池储能与可变可再生能源项目采购公用事业规模电池储能系统，并 积极鼓励私营部门参与扩大储能能力，以减轻国家电网的压力。

2024年以来亚非拉区域大项目频出，有望成为2025年大储需求重要增量。2024 年以来沙特、阿联酋、智利等国家陆续发布GWh级大储项目，根据OFweek储能网 统计，阳光电源与沙特Algihaz签约7.8GWh储能、比亚迪中标沙特电力公司（SEC） 12.5GWh电池储能系统、宁德时代中标阿联酋能源公司Masdar 19GWh储能等，后 续仍有多个大项目待招标，预计亚非拉区域将成为2025年全球大储重要增量。

预计2025年全球储能新增并网规模228GWh，同比+18%。考虑国内136号文推 动储能向市场化方向转变、取消强制配储政策后，预计储能新增装机将迎来增速换 挡，大储装机预计持平略增。美国市场受IRA补贴不确定性增加叠加关税政策影响， 大储新增装机或有放缓。欧洲市场电改进一步完善储能经济性，多国对储能提供相 应补贴，大储有望持续放量，户储需求受降息与光伏上网电价下降影响有望回暖。 预计2025-2027年全球储能新增装机约228/280/366GWh，同比+18%/+23%/31%。