储能指数表现、需求与供给情况如何？

需求多点开花，供端技术迭代引领长期价值增长。

1.储能指数：行业供需主导，当前仍处底部区间

整体来看，行业供需状况主导了储能指数的表现，2015~2020 年整体走势与沪深 300 趋同；进入 2021 年行业需求快速释放，储能指数走出两轮独立大行情；当前阶段板块仍处 底部区间，但指数反弹迹象已现。具体而言：1）2015~2020 年：行业处于发展初期，技术 路线以抽水蓄能为主，储能指数走势整体较为平稳。2）2021~2022 年：锂电池等新型储能 技术进步+政策刺激+地缘政治影响，储能指数走出两轮独立大行情。2021 年 7 月国家发改 委、能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其后各省市亦陆续明确“十 四五”装机规划，政策强配驱动该阶段国内储能装机快速增长（2021/2022 年全国新型储能 新增装机 2.5GW/7.3GW，同比+57.8%/+196.7%），储能指数相应走高。2022 年 2 月俄乌 冲突爆发，能源危机之下欧洲电价大幅上涨、户储需求激增，产业链相关企业进入量利双升 阶段，储能指数继前期回调后再度上行。3）2023 年至今：受前期库存积压及产能集中释放 影响，指数不断下行；2024H2 以来伴随海外去库接近尾声+新兴市场需求爆发，指数出现 反弹迹象。

2.需求端：全球能源转型加速，储能需求具备延续性

2.1.驱动因素：消纳、盈利及用电可靠性

可再生能源消纳压力（外因）及盈利性提升（内因）为底层驱动力，政策催化助力需求 加速兑现。通过复盘储能装机数据可以发现，早期储能技术路线主要以抽水蓄能为主， 2018~2020 年抽水蓄能累计装机占比均超九成；2021 年后全球能源转型加速，各主要市场 风光装机快速提升，消纳及电网稳定性需求下源网侧新型储能凭借建设周期短、布局灵活等 优势成为该阶段储能市场新增装机主力、装机规模不断扩大。2021~2024 年全球储能新增 装机由 18.3GW 一举增长至 82.8GW，CAGR 约 65.4%；其中新型储能新增装机由 2021 年 的 10.3GW 增至 2024 年的 74.1GW，CAGR 达 93.0%，累计装机占比亦相应由 2021 年的 12.2%快速提升至 2024 年的 44.5%，年均+10.8pct。向未来看，消纳及盈利性为储能装机 的核心驱动因素，政策激励下需求有望加速兑现。

驱动因素一：消纳压力——全球绿色能源转型背景下的消纳需求，储能可提供各时间尺 度调峰、调频服务，并对传统输电设施形成一定替代。全球能源转型趋势明确，风光等波动 性电源（VRE）装机规模快速增长，2024 年全球光伏及风电装机分别新增 452GW/115GW， 同比分别+15.9%/-0.5%。风光等可再生能源发电具备随机性、波动性特征，高比例接入加剧 电力系统日内净负荷波动，能源供需在“时”（如光伏午间出力高峰期负电价频现）、“空” （新能源出力与电力消费逆向分布，电网容量不足加大远距离传输难度）上的错配使得弃风 弃光现象日益严重。据 CPIA 数据，当 VRE 渗透率超过 15%时，风光消纳成本（即调峰调 压调频等稳定性成本，当前以传统火电机组或燃气轮机组为主，启停成本较高）问题将开始 显现；超过 40%时，VRE 消纳成本将超过其发电成本。截至 2024 年底，已有多个国家或地 区风光渗透率超 15%，其中德国风光发电渗透率达 42.9%、英国渗透率已逼近 40%；全球 消纳形势严峻，亟需储能等灵活性资源进行系统疏导。

国内：消纳红线放开+午间谷段设置（新能源机组盈利性下降），全国风光利用率双双跌 破 95%。2018 年国家发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，明 确提出全国风光利用率 95%以上目标，此阶段消纳压力基本由电网企业承担（负责保量保价 收购）；其后国内风光装机超速增长，电网企业消纳压力陡增、渐难堪重负，2024 年 2 月 《2024-2025 年节能降碳行动方案》正式发布，放开“95%消纳红线”的靴子正式落地；与 此同时，国内多个地区执行午间谷段电价，多因素叠加之下国内风光发电利用率不断下滑。 截至 2025 年一季度末，全国光伏、风电利用率均已跌破 95%，分别为 93.8%、93.4%，较 2024 年底分别-3.0pct、-2.5pct；分地区来看，较 2024 年底，2025 年一季度末全国共有 27 个地区（占比 84.4%）光伏发电利用率出现下滑、共有 25 个地区（占比 78.1%）风电利用 率下降。2025 年 2 月国家发改委、国家能源局重磅发布《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》（即“136 号文”），明确要求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，“强制配储”的取消或将在短期内进一步加剧 国内风光消纳压力。

海外：弃风弃光及负电价频现，可再生能源装机需求较大。1）美国：电网老化、电力 跨区域传输能力不足，电网阻塞导致的经济性弃电问题愈发严重，据美国德克萨斯州电力可 靠性委员会（ERCOT）数据，为保持电网平衡，2022 年 ERCOT 压减了约 5%风力和 9% 太阳能发电量，且约 64%弃风弃光发生在新能源高发时段，意味着需要增加储能来完成能量 时移；此外据 ERCOT 预测，至 2035 年德州弃风及弃光率将分别增长至 13%、19%。2） 欧洲：负电价次数激增，据欧洲输电系统运营商 Entso-E 数据，截至 2024 年 10 月欧洲大 陆出现负电价的时间占比已达 6%，较 2022/2023 年的 0.3%/2.2%分别提升 3.8/5.7pct。 2024 年全年，欧洲最大电力市场德国负电价时长达 468 小时、同比+60%；法国负电价时长 达 356 小时，同比翻倍。3）其他新兴市场：能源转型节奏持续加速，如沙特“2030 愿景” 明确到 2030 年将可再生能源发电占比提升至 45%~50%（截至 2023 年底沙特发电量构成 仍以天然气及石油为主，占比分别为 61.8%、35.4%，太阳能发电占比仅约 1.0%）、实现新 能源计划总装机 58.7GW，在新兴市场拉动下未来全球新能源发电渗透率仍具备较大提升空 间。

驱动因素二：可观盈利性——负电价/午间谷段电价之下，纯光伏项目盈利性降低，储能 配置需求迫切；此外，国内外电力市场化改革持续推进，收益模式不断丰富亦推升储能需求。 我们以甘肃省（2024 年 9 月甘肃电力现货市场正式运行，新能源上网电量分为保障性消纳 和市场化交易两部分）为例，对比纯光伏项目与光伏配储项目的盈利性： 1）考虑一个纯光伏项目，假设：建设规模 100MW、设计运行年限 25 年、建设成本 3 元/W、机组年运行小时数 1500 小时，参考甘肃省电价执行机制（保障性消纳电量电价为燃 煤基准价，9:00~17:00 光伏发电上网电价不得超过 0.5 倍燃煤基准价），当光伏发电利用率 为 90%（2024 年甘肃省光伏发电利用率约 91.3%）、保障性消纳电量占比分别为 50%/40% /30%/25%/20%/0%时，纯光伏项目 IRR 分别为 7.1%/6.2%/5.2%/4.8%/4.3%/2.2%，午间谷 价设置使得光伏项目盈利性随市场化交易电量占比提升而下降。 2）考虑为该光伏发电项目配套建设储能系统：假设储能时长 2 小时、建设成本 1.25 元 /Wh、每日一充一放、充放电深度为 90%，甘肃省新能源峰段交易电价为不超过 1.5 倍燃煤 基准价，则在上述情形下（光伏发电利用率为 90%、保障性消纳电量占比分别为 50%/40% /30%/25%/20%/0%时），若配储比例为 10%，则配置储能后的光储项目 IRR 分别 7.2%/6. 4%/5.6%/5.1%/4.7%/2.8%，较纯光伏项目盈利性分别提升约 0.2/0.2/0.3/0.4/0.4/0.6pct；敏 感性分析表明，当配储比例增至 15%/20%时，光储项目盈利性将进一步提升。 随着国家“136 号文”出台，未来新能源项目上网电量原则上将全部进入电力市场，上 网电价将通过市场交易形成，交易电价将充分反映新能源供需，光伏项目配置储能以提升盈 利性的需求将更加迫切。

驱动因素三：用电可靠性需求——极端恶劣天气、突发地缘事件及大型数据中心等算力 基础设施建设提速均将带来长期、稳定的备电需求。 1）极端恶劣天气、突发地缘政治事件下的用电危机：全球范围内极端恶劣天气频发、 地缘事件叠加电网基础设施薄弱，使得部分地区大规模停电等用电紧缺现象时有发生，亟需 储能提供紧急用电支持。以缅甸为例，2024 年缅甸遭遇洪灾导致输电线路被严重破坏、大 量水电及煤炭火力电站被淹，引发全国范围内的停电危机。无独有偶，受制裁、天然气管道 被损及其气候变化等多重因素影响，伊朗自 2024 年夏天以来亦深陷电力危机。 2）AI 等信息技术发展对用电可靠性要求提升：数据中心、智算中心、通信基站等算力 基础设施建设提速，2024 年全球数据中心用 IT 支出达 2930.9 亿美元、同比+24.1%；该类 用能场景对电能质量、供电可靠性要求极高，需全时段不间断运行以避免数据丢失及业务中 断，储能作为备用电源可在出现断电时及时响应并提供电力支撑。当前国内数据中心储能电 池主要采用铅电路线，北美及东南亚等海外地区受环保及占地要求影响，锂电使用占比逐步 提升，未来锂电有望凭借高安全性、高效率及高经济性成为数据中心储能电池应用主流，据 GGII 预测，至 2027 年全球数据中心用储能锂电池出货量将达 69GWh。

2.2.全球储能需求：从中美欧等传统市场不断向新兴市场辐射

中国：前期依靠政策强配，未来盈利能力提升为核心增长驱动力，看好独立储能、工商 储等细分市场发展潜力。 1）2024 年及以前：主要依靠政策强配驱动、2021 年起装机规模持续快速提升，截至 2024 年底国内储能市场累计装机功率达 137.9GW、同比+59.4%；其中新型储能累计装机 占比过半，达 78.3GW、同比+126.5%。源网侧为装机主要场景，2024 年装机占比达 98.2%， 其中独立储能及新能源配储合计占比达 95%。 2）2025~2026 年判断：考虑到项目规划的提前性（电源侧项目多提前一年规划），我们 预计“强制配储”取消的影响或将延迟至 2026 年体现（即 2025 年国内储能需求仍维持高 位、2026 年增速小幅放缓）；2025 年一季度国内储能招标量达 18.9GW/76.0GWh，规模同 比+148.1%，需求保持较高增速。 3）往未来看：尽管“136 号文”出台或将在短期内影响国内储能市场需求，但从地方 实际执行情况来看，消纳压力较大的地区仍然存在强配需求（如“136 号文”出台次日，贵 州省人民政府即发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》，要求保障性并网项 目按 10%*2h 比例配置或购买储能服务，超过规定时序并网的项目配储比例相应提升至 20%*2h~30%*2h）；同时随着电力市场化改革的不断推进及储能项目运行效率的提升（2024 年国内电化学储能平均利用指数较 2023 年底提升 14pct 至 41%），盈利性将为国内储能市 场带来长期增长动力，看好独立储能及工商业储能等细分市场发展潜力。

美国：装机持续增长，短期内抢装需求迫切。美国电力系统呈现新能源装机量大而电网 等输电设施相对薄弱特征，截至 2024 年底美国风电及太阳能光伏装机规模分别达 154.3GW、 235.7GW，同比分别+2.5%、+34.9%，风光发电渗透率同比+1.6pct 至 15.6%。电力跨区域 传输难度大催生电源侧储能需求，使得美国储能市场以大储为主，2024 年美国储能新增装 机达 12.3GW/37.1GWh，同比+32.8%/+34.0%。短期来看，美国市场利率下行、前期受加 息影响而被压制的需求或将得到释放；此外，2026 年“301 关税”实施预期（预计将对中国 出美储能电池的征收税率由 7.5%升至 25%）+近期中美关税战反转（2025 年 4 月初美宣布 对中国商品加征 125%对等关税，后经谈判宣布关税将在初始的 90 天内降至 10%），美国储 能市场将迎抢装窗口期。长期来看，IRA、FERC、NEM3.0 等政策激励下储能项目装机并网 流程将不断简化、盈利性有望持续提升，美国储能市场具备长期增长动力。

欧洲：户储装机增速短期放缓，大储市场有望迎来高增。欧洲储能市场前期主要依靠高 电价及补贴推动、应用场景以户储为主；据 SolarPower Europe 数据，2024 年欧洲储能新 增装机 21.9GWh、同比+15.3%，其中用户侧及电网侧大储装机占比分别为 58.0%、41.2%， 用户侧装机占比较 2023 年有所下滑。当前欧洲各国储能端补贴逐步退坡、气电价格企稳， 短期来看户储需求或将回落。未来欧洲市场增量有望来自：1）可再生能源转型背景下的平 衡电网需求，如欧盟 RED III 法案进一步提升 2030 年可再生能源目标（由 40%提升至 42.5%~45%），并明确至 2030 年光伏及风电装机目标分别为 600GW/500GW（截至 2024 年底欧洲光伏及风电累计装机分别为 323.2GW/287.4GW）。2）负电价频发、欧元区利率下 行提升储能项目经济性，业主装机意愿提升。3）英国（储能项目规划与并网准入门槛降低）、 意大利、德国、波兰等国多个大型储能项目规划于 2028 年后启动，欧洲大储市场有望多点 开花。

新兴市场：能源转型目标明确，增长空间广阔。全球储能市场需求正不断从中美欧等传 统市场向沙特、南非等新兴市场辐射，以亚非拉市场为例，巴基斯坦、南非、巴西等国电网 基础设施陈旧、用电紧缺，各国政府通过政策激励、设立主权基金等措施刺激光储需求。从 逆变器出口数据来看，新兴市场光储需求已开始兑现，2025 年一季度我国对巴基斯坦、南 非 实 现 逆 变 器 出 口 9642.7/4588.6 万 美 元 ， 同 比 分 别 +53.2%/+25.8% ， 环 比 分 别 +98.6%/+56.3%。

3.供给端：新技术迭代，带来内卷式竞争下的长期价值增量

边际变化一：储能系统由“被动跟随”→“主动支撑”，PCS 环节有望实现倍数级需求 增长、价值量同步提升。高比例可再生能源接入使得电力系统呈现“低惯量、弱阻尼”特征， 电网稳定性面临极大挑战。早期电力系统依赖大规模同步发电机来平滑新能源发电波动，当 前传统燃煤机组已开启“退役潮”，构网型储能因可模拟同步发电机功能，需求不断兴起。 据GGII数据，2024年国内构网型储能项目招标规模已超15GWh、约占全年招标量的5.7%。 从技术路径来看，构网型储能对设备短时过载能力要求极高、业内主要通过超配 PCS 方式 实现；政策层面，国家级技术标准暂未出台，新疆为国内首个明确具体技术要求的地区（2023年发布《构网型新型储能并网技术要求》），提出构网型储能系统应具备功率响应时间不大于 5ms、120%额定电流下持续运行不少于 2min、300%额定电流 10 秒短时过载等能力（需超 配 2~2.5 倍 PCS）；价值层面，构网型储能溢价显著，2025 年 6 月开标的“中国电建水电 十二局凉山盐源牦牛坪光伏发电项目”中，其所配置的 2 小时构网型储能系统中标价格超 0.7 元/Wh、较当前 2 小时储能系统均价高出 31.6%。

边际变化二：系统扩容下“大电芯”升级趋势确定，但最终路线尚在博弈。降本诉求驱 动储能电芯向大容量发展，电芯容量增大可降低系统集成复杂度、提升系统能量密度、减少 单个系统所需电芯及零部件数量，进而摊薄储能系统整体的单位成本。从技术演变路径来看， 早期 280 Ah 电芯（沿用动力电池技术、产能直接切换）凭借规模与产品标准化优势迅速抢 占储能市场；2023 至 2024 年国内储能电芯产能经历了由 280 Ah 向 314 Ah 切换（据 GGII 数据，至 2024 年底产能切换率已超 5 成，2024 年 314 Ah 电芯出货量渗透率超 4 成）的过 程；而当前储能电芯正由 314 Ah 向 400+ Ah 电芯过渡，但最终路线暂未确定（需与系统整 体协同，要综合考虑集装箱尺寸、PCS 功率及整站配置等多重因素）。从头部企业布局来看， 宁德时代采用 587Ah 路线，从系统集成端反向定义电芯，单个 20 尺集装箱容量为 6.25MWh， 充分满足储能电站新国标要求（单分区不超过 50MWh，即一个分区配置 8 个储能集装箱）； 阳光电源则推出 30 尺储能系统、系统容量达 12.5MWh，对应配置 684 Ah 电芯。从价格上 来看，314Ah 电芯应用初期溢价明显，2024 年 7 月初其均价较 280Ah 电芯高出 0.03 元 /Wh，后随着渗透率逐步提升、市场竞争加剧，两者价格不断趋近，未来更大容量电芯推出 或将带动储能电芯价格上行、扭转行业低价态势。