2025年储能行业板块中期策略：大储延续高景气度，工商储市场爆发

中国：大储拐点之年，市场化有望驱动格局改善

过去政策驱动的强制配储模式发生变化，短期储能装机面临一定压力。但随着新能源全面入市、具体实施细则出台，储能的投 资收益模型逐步清晰，我们判断储能装机将在市场化机制下重新恢复快速增长。随着储能的发展更加市场化，未来具有核心技 术壁垒、成本管控能力和全生命周期服务优势的企业将在市场中占据主导地位，行业集中度有望进一步提升。 2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文）， 明确“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”，并以 2025 年 6 月 1 日为节点，划定存量项目及增量 项目，引入“机制电价“。 4月16日，国家发改委、国家能源局发布了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确要求2025年底前基本实现电力 现货市场全覆盖。

5月29日，内蒙古发改委、能源局发布《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，文中明确现货价格区 间-0.05-1.5/kwh，同时存量带补贴项目保障电量现货运行后砍半，平价项目和增量项目全部参与电力市场交易。 内蒙古作为新能源渗透率较高地区，市场化推进速度较为激进，平价项目全部电量参与市场化交易，电站收益不确 定性增加，倒逼企业加大储能配置。此外，现货市场1.5元/kwh的价格上限（与山东、江苏一致），也为储能提供了丰 厚套利空间。

据CNESA不完全统计，2025Q1国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比-1.5%/-5.5%。其中表前新增装机规 模4.46GW/10.57GWh，同比-0.2%/-4.4%，用户侧新增装机规模575MW/1124MWh，同比-10.9%/-11.6%。Q1装机同比略降可能与淡季有 关，136号文之后行业迎来一波抢装潮。根据维科网统计，截至2025年5月20日国内新型储能新增装机总规模 11.9GW/32.32GWh，同比增长70.98%/76.9%。 从应用分布上看，电网侧功率规模占比52%，较去年同期增长17个百分点，新增装机规模2.63GW/6.48GWh，同比+46%/+68%。

2025年4月锂电储能系统入围投标报价主要集中在0.41-0.64元/Wh，平均报价0.48元/Wh，中标加权均价0.44元/Wh，环比6.61%，延续了2025年以来价格下跌的趋势。其中，2h锂电储能系统入围投标报价区间在0.50-0.64元/Wh，平均报价0.54元 /Wh，中标加权均价0.52元/Wh，环比上涨0.87%。

市场普遍担心短期抢装结束后，受取消强配政策影响，储能新增装机可能会出现显著下滑，但从各省136号文细则来 看，部分省份新能源项目市场化进展可能会超预期，同时现货市场价格上限的提高，也会打开储能盈利的通道，我 们认为国内储能投资强度大概率会持续，预计2025年中国储能新增装机54GW/150GWh，同比增长24%/37%。

美国：短期需求确定性强，下半年企业盈利或承压

2024年美国储能新增装机12.3GW/37.1GWh，同比增长33%/34%。其中大储/户储/工商储新增装机功率分别为10.9/1.25/0.15GW， 同比+31%/57%/22%，新增装机能量分别为33.7/3.0/0.37GWh，同比+32%/64%/11%。 区域上呈现多样化趋势。2024Q4新增大储装机容量中约有61%来自德州和加州，占比环比下降32pct，剩下39%来自新墨 西哥州、俄勒冈州和亚利桑那州。

据美国能源署，1-3月公用事业规模储能累计装机1.7GW，同比增长38%。从年内计划装机规模来看，4-12月美国公用事业 规模储能计划装机18.3GW，同比增长90%。

根据Woodmac统计，2021-2024年美国大储平均配储时长大约为3小时，主要是得益于储能项目套利收入占比的提升。假设 2025年美国大储实际并网功率16GW，平均配储时长维持3小时左右，对应容量大约为48GWh，同比增长42%。

5月12日，中美双方发布《日内瓦经贸会谈联合声明》，美方撤销4月8日第14259号、4月9日第14266号行政令中对中国商 品（含港澳地区）加征的共计91%的关税；修改4月2日第14257号行政令，暂停对华24%的“对等关税”，保留剩余10%。 至此，美国对中国的储能电池/系统征收的关税包括3.4%基础关税+7.5%的301关税+20%芬太尼关税+10%对等关税，综合税 率达到40.9%。

海外大储订单从锁价签单到正式出货，周期一般长达6-9个月，本轮中美关税政策的几番调整，对企业出货节奏带来 不小的干扰： ①4月2日至5月12日，由于关税税率不断升级至125%以上，下游客户无法承担如此高昂的成本，中国对美直接出口的储 能产品基本处于停滞观望状态； ②5月12日至今，虽然出货已经恢复正常，但由于储能产品关税税率仍然有40%以上，较签单时的税率提高了30%，企 业需要与下游客户商谈成本分摊事宜，或导致确收情况有所滞后，若客户不同意100%承担关税，供应商也可能会需要 分摊部分关税成本，下半年盈利或有压力。

5月22日美国众议院表决通过《One Big Beautiful Bill Act》（“大而美法案”），目前法案已提交参议院，预计未来一个月内将 修订并表决。根据众议院表决后的法案内容，美国储能项目补贴政策或将面临重大调整，户储补贴预计将于2026年取 消，非户储补贴将从2028年取消；同时对于2025年12月31日之后开工的项目，若使用外国实体禁止名单内的产品将丧失 ITC补贴资格（与60日内开工的要求重叠）。 目前版本的ITC退坡时间非常激进，但实际上对大储行业2025-2028年的需求影响较小，中长期可能会影响美国新能源投 资，但政策的持续性有待观察。

欧洲：大储、工商储放量，户储增速有望转正

2024年欧洲储能新增装机12GW /21.9GW h，同比+3%/35%，其中，表前储能（大储）新增装机为4.9GW/12.1GW h，同比+60%/+280%， 表后储能（户储、工商储）新增装机7.1GW/9.8GWh，同比-17%/-17%。

4月28日发生的伊比利亚半岛电网大崩溃再次暴露欧洲电网脆弱性问题：①可再生能源占比高：停电发生时西班牙70% 以上电力依赖风光发电；②储能严重不足：西班牙电池储能容量仅0.1GWh，无法缓冲发电骤降导致的供需缺口；③电网 互联薄弱：西班牙与欧洲电网的互联比例仅为6.5%。预计各国大储建设及规划有望加速。 根据欧洲储能协会的统计，预计2025年欧洲大储新增装机功率有望达到9GW左右，同比增长80%左右，2023-2024年欧洲平 均配储时长分别为1.5和2.5h，取平均值计算，预计25年欧洲大储装机容量有望达到18GWh，同比增长50%。

截至2024年底，欧洲已有340万套户用储能系统，1700万套光伏系统，渗透率约20%。全球来看，欧洲户储渗透率已至中期 阶段，其中德国户储渗透率已达到54%，新增装机中户储渗透率则高达79%，未来市场增速预计将有所放缓。 假设2025年欧洲户用光伏新增装机同比略有增长，预计2025年欧洲户储装机11GWh，同比增长15%左右。

2022-2024年欧洲工商业光伏装机超65GW，装机规模和增速均远高于户用光伏，但同时期工商储渗透率不足5%，远低于户储，工商储市场潜力巨大。但受限于电网接入流程繁琐及市场机制问题，目前仅德国、瑞典装机规模较大。 2025年捷克、希腊、立陶宛等启动了多项包含工商业储能的补贴计划，但相比于户储，工商储的支持政策仍然偏少。 根据欧洲光伏协会的预测，预计2025年工商业储能新增装机3.6GWh，同比增长64%。

截至2024年德国户储累计装机9.5GW/15GWh，大储累计装机1.8GW/2.2GWh；2024年户储、大储新增装机分别为3.3GW/4.9GWh、 156MW/191MWh。2025年1-4月德国大储新增装机443MWh，同比增长109%；户储新增装机1.2GWh，同比下降27%；工商储新增装 机77MWh，同比下降6%。 自2025年1月1日起，德国所有电力供应商必须向用户提供动态电价套餐，电价直接与EPEX SPOT日前市场挂钩，消费者可 自主选择是否接受。目前德国仅7%家庭使用动态电价，随着用户群体的扩大，我们预计户储及工商储的经济吸引力 有望提升。

工商业储能盈利模式： ①峰谷套利：动态电价下，午间出现负电价，用户可通过电网用电赚取收益；晚间高电价时，再通过储能放电自用。 ②降低电网费用：德国电价中电网费和税费附加费占比高达46%，自发自用电未经过公共电网，无需缴纳电网费（需配 合风光发电）。此外，还可以通过降低容量电价、7000-8000小时满负荷奖励、非典型电网使用等方式减免电网费。

目前电池成本下，工商业储能已具备经济性： ①根据BNEF测算，随着电池成本的下降，2024年欧洲两小时电池储能项目的盈利门槛已下降至110-120欧元/MWh（峰谷价差），预计2025年有望降低至100欧元/MWh，同比下降12%； ②根据德国日前交易电价来看，在风光出力比较多的月份（主要是3-12月），电价波动幅度加大，日内套利价差可达到 150-200欧元/MWh；其他月份电价波动较小，但可实现两充两放的话，日内套利价差可达到100-150欧元/MWh。

工商业储能经济性测算： 对于一个年用电量200MWh的工商业用户，安装50kw光伏、 50kw/100kwh储能，它的收益来源主要分为三部分： ①减少电量电费：假设安装储能后，光伏发电100%自发自 用，对应收益1万欧元/年； ②套利收益：若用户选择动态电价，假设日内套利价差为 0.15-0.20欧元/kwh，对应收益3787-5049欧元/年； ③减少电网费用：储能可削减负荷峰值降低电网费用，假 设电网费降低0.03欧元/kwh（正常大约0.08欧元/kwh）。 结论：现阶段采用动态电价的光储系统静态回收期大约6.1- 6.6年，比固定电价下可减少2年左右。 随着可再生能源占比提升，预计各国电价波动性加大将成 为趋势，储能套利空间有望进一步增加。

2024年意大利储能系统新增装机2.1GW/5.9GWh，同比持平/+41%，主要得益于大型公用事业储能的爆发式增长，弥补了户储 和工商储市场的萎缩。其中，大储新增装机0.85GW/3.4GWh（同比+283%%/+562%），主要来自Terna容量市场拍卖；工商储 新装机151MW/415MWh（同比-34%/-16%）；户储新增装机1.1GW/2.2GWh（同比-32%/-33%）。 2024年10月意大利授权Terna启动MACSE专项采购，首轮MA CSE拍卖定于2025年9月30日举行，目标采购10GWh电池储能容量 （2028年交付），后续计划每年扩容，到2030年累计达50GWh，其中90%采用锂电池或抽水蓄能。

新兴市场：表前储能建设加速，表后市场蓬勃发展

澳大利亚：Modo Energy预计澳大利亚大储装机将从2024年的2GW增长至2027年的14.5GW，CAGR超100%。当前共有6.2GW项目处于建设或调试 阶段，另有4.6GW项目已完成财务结算，以上项目并网的确定性极高，占当前储能项目管道的65%，预计将在2025-2027年陆续投运。 智利：截至4月，智利在运营中的电池储能项目3.7GWh，其中89%为光伏配储项目；在建项目15.9GWh，其中65%为光伏配储，25%为独 立储能。 南非：政府启动电池储能招标计划，一期规模513 MW/2052MWh，二期规模615 MW/2460MWh，三期规模616MW/2464MWh。

新兴市场户储/工商储爆发的因素主要为缺电和气候灾害，其中缺电带来的需求范围更广、持续时间更长，主要代表 地区包括非洲、东南亚等。当地由于电网基础设施落后，家庭和中小企业主要靠柴油发电机供电，发电成本昂贵且 受汇率波动和国际局势影响、供电电压频率不稳定。 假设柴油价格在1.1美元/升时（非洲及东南亚地区柴油价格），光储柴混合系统和纯柴油发电机的度电成本分别为0.353 美元/kwh和0.511美元/kwh，光储柴系统的IRR可达17.6%，静态回收期5.5年。

澳大利亚工党政府宣布2025年7月1日起实施“更便宜家用电池计划”，将为符合条件的储能系统提供约370澳元/kWh(1737.27 元)的前端补贴，预计可降低典型户用储能系统30%安装成本。该补贴覆盖容量5-100kWh的储能系统，包括住宅、小型商 业及社区机构，并允许与各州现有补贴叠加使用。根据政府规划，该计划有望在2030年前鼓励部署至少6.2GWh储能容 量，新增超过100万套储能系统。 马来西亚取消原“非住宅用户光伏装机容量不得超过最大用电需求85%”的限制，允许自由配置光伏容量，但必须同步 安装储能系统。

报告节选：

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