2025年储能与锂电行业2026年度策略——能源转型叠加AI驱动，周期反转步入繁荣期

宏观篇：算力重塑需求，壁垒重构格局

1.1 算力即电力，“加速并网”成为数据中心储能最强驱动力

截至 2025 年底，欧美电网扩容速度与 AI 算力爆发形成严重错配。美国 PJM、ERCOT 等数据中心核心区域的并网排队 平均等待时间已拉长至 3-5 年，部分欧洲国家甚至已恶化至 7-10 年。对于科技巨头而言，若完全依赖市电刚性接入， 意味着数以万计已购入的昂贵 GPU 将面临长达数年的闲置，“电力接入速度”已取代成本，成为第一优先级的战略考 量。 为了绕过瓶颈，市场曾尝试寻找捷径，但很快遭遇监管否决。2024 年亚马逊试图收购 Talen 核电园区实现“绕过大电 网直供”，2024 年 11 月 FERC（联邦能源管理委员会）以“不公平成本转移”为由否决该特例协议。2025 年 10 月， PJM 原本寄予厚望的“非容量担保负荷（NCBL）”机制——即试图通过行政手段允许数据中心“自愿牺牲可靠性”以换 取快速并网——在遭遇科技巨头与公用事业公司的双重抵制后，被正式撤回。

与此同时，2025 年 9 月 1 日德州（ERCOT）Senate Bill 6 (SB6)正式生效，新规针对电网新增的大负荷（＞75MW）， 必须向 ERCOT 披露其现场备用发电设施的信息，在能源紧急警报期间，ERCOT 可以指令客户启动其备用发电机以减轻 电网负荷。 联邦层面，10 月 23 日美国能源部（DoE）专门致信 FERC，明确敦促其解决并网积压问题，建议对采用“负荷削减” 等灵活互连方案的项目给予加速审批待遇，并设定了 2026 年 4 月 30 日为采取最终行动的硬性截止日。

储能成为数据中心绕过并网瓶颈、实现快速上线的“战略性基础设施”。储能系统使得数据中心能够满足电网的“负 荷削减”要求——即在电网拥堵时段自动切断市电，使用电池供电。这种“不占用尖峰容量”的能力，使得数据中心 能够规避主变扩容的漫长审批，获得优先并网权。此外，数据中心储能还兼具了电能质量治理和备用电源的功能，用 来应对 AI 推理瞬间高负载带来的电压波动和替代柴发。

特斯拉 Megapack 在 AI 训练数据中心的实测数据显示，当储能开启（蓝色区域）时，电池凭借毫秒级的响应速度“削 峰填谷”，使得发电机输出功率平滑、电网频率死死锁定在基准线上、且机械设备震动极低；而当储能关闭（橙色区 域）时，发电机被迫独自直面剧烈的负载波动，导致输出功率大幅震荡、频率因机械响应滞后而严重失稳，同时齿轮 箱承受极高的机械应力。

1.2 能源转型进入深水区，储能应对电网多重挑战

全球能源转型正面临严峻的“空间错配”挑战。物理规律决定了风光电站的建设周期极短，而配套的高压输电网受制 于土地征收、环保审批及复杂的跨区域协调，其建设周期往往长达 5-15 年。这种“源快网慢”的异步发展，导致大 量已建成的绿电资产被迫积压在“最后一公里”。在美国 PJM 及欧洲电网，新能源的互联排队规模已数倍于现有装机， 电网扩容的滞后已成为制约新能源装机的最大硬约束。 在电网“远水解不了近渴”的背景下，储能成为解决电网拥堵的唯一即时性方案。在输电通道拥堵时，储能系统将多 余的绿电存储起来，在通道闲置时再错峰送出。对于电网规划者而言，在关键阻塞节点部署储能，不仅能提升绿电消 纳率，更能推迟数十亿美元的电网升级资本开支，具有极高的经济性与时效性。

此外，随着全球退煤进程加速，电力系统的物理基础正在发生质变。传统电网依赖同步发电机组的旋转质量提供物理 惯量，以应对系统扰动。然而，风光资源通过电力电子逆变器并网，其“零惯量”特性导致电网在面临故障时，频率 变化率极易突破安全阈值，引起电网进一步大崩溃，诱发类似英国“8·9 大停电”或南澳大停电式的系统性崩溃。 构网型储能维护电网安全的价值凸显。传统的跟网型储能仅能被动跟随电网电压，无法在极弱电网下提供支撑。而构 网型储能通过虚拟同步机（VSG）控制算法，模拟传统同步发电机的物理特性，能够自主建立电压和频率。它不需要依 赖外部电网的波形，反而能为电网提供参考，在危急时刻可以作为“火种”点燃局域网，带动风光机组启动，逐步恢 复主网供电。

构网型储能的市场空间已从早期局限于英国、澳洲等“物理孤岛”的频率支撑，加速向全球新能源大基地、电网末端 及高压直流送端等“电气孤岛”场景渗透，正式开启全场景规模化应用的新周期。2025 年 11 月欧洲输电系统运营商 网络 (ENTSO-E)发布的构网系统第二阶段技术报告明确建议，未来额定容量超过 1MW 的新建储能系统及可再生能源电 站，将被强制要求提供构网能力，为欧盟 2026 年即将颁布的新一代并网法规《发电机组网络要求规范》奠定了基调。

1.3 贸易政策重构全球供应链格局，海外产能成出海标配

展望 2026 年，欧美主要经济体将“能源供应链安全”与“制造业回流”上升至国家战略高度，通过关税壁垒、补贴歧视 及碳足迹准入等非市场化手段，强制切断了单纯的“跨境贸易”链路。全球储能市场分裂为两套平行的运行机制：一 套是以价格为核心的自由贸易市场（中国、东南亚、非洲等），另一套是以合规为核心的保护主义市场（北美、欧盟）。美国：OBBBA 重塑供给生态，合规与非补贴市场“双轮驱动” 2025 年特朗普政府通过《One Big Beautiful Bill Act》(OBBBA)重新修订了拜登政府时期的《通胀削减法案》(IRA) ， 对于储能投资而言，最大的变化在于监管标准从 FEOC（受关注外国实体） 向 PFE（禁止外国实体） 的升级，而 2026 年及以后开工的储能项目能否拿到 ITC 补贴将与 PFE 含量直接挂钩。

PFE 的定义不再局限于“股权控制”，而是扩展到了“技术依赖”和“供应链成分”。PFE 包含特定外国实体(SFE)和外 国影响实体（FIE）两个概念，SPE 是 PFE 的“母体”，指任何由该国公民、实体、政府直接或间接持有 50%以上权益 的实体；FIE 是 PFE 的“变体”，主要针对位于美国、但实质上受中国控制的企业，主要包括股权控制（≥25%）、技 术控制和供应链控制三个维度。 技术控制方面，OBBBA 规定技术授权费的收取期限不能超过 10 年，且不能限制美国工厂对 IP 的使用范围和指定 供应商，否则将被判定为 FIE。 供应链控制方面，OBBBA 引入了实质性援助成本比率 (MACR)的概念。如果该项目的非 PFE 材料成本占总成本的 比例低于当年的合规门槛百分比（2026 年为 55%），该项目将被定义为 FIE。

OBBBA 并非完全禁绝中国产品，但是会导致美国市场需求出现结构性分层，对于补贴敏感的公用事业客户，可能会优 先考虑采购合规产能： ① 技术授权（OBBBA 前签约）：中国电池厂不出钱，只出技术、专利、产线设计和制造管理，收取技术授权费和服务 费，工厂的所有权属于美国企业。 ② 日韩系电池：LG、三星 SDI 看到中国电池被禁后的巨大缺口，已开始积极投资建设满足非 PFE 要求的产能，预计 未来两年将逐步投产。 而对于急需上线的 AI 数据中心客户，ITC 补贴的吸引力远不如“现货交付”重要，中国电池凭借极致的 CAPEX 优势和 交付速度，仍有望成为此类客户的首选。

需求篇：算力引擎叠加能源转型刚需，开启增长新周期

随着 AI 和清洁能源的持续发展，储能作为电力系统中不可或缺的灵活性资源，正发挥着越来越重要的作用。预计 2026 年全球储能装机 438GWh，同比增长 62%。

中国：预计 2026 年储能装机 250GWh，同比增长 67%。政府的政策激励、低碳转型和市场化驱动将继续推动储能 行业的快速发展。

美国：预计 2026 年储能装机 70GWh，同比增长 35%。尽管 OBBBA 增加不确定性，但 AI 驱动的储能需求有望呈现 刚性增长。

欧洲：预计 2026 年储能装机 51GWh，同比增长 55%。欧洲地区的储能发展受到清洁能源目标和能源安全需求的双 重驱动。

新兴市场：预计 2026 年储能装机 67GWh，同比增长 91%。近几年新兴市场对储能需求激增，特别是在澳大利亚、 中东、智利等地区。

2.1 中国：现货市场确立，从“强配”到“盈利”

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），通知明确规定，“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”，推动储能市场化竞 争，并以 2025 年 6 月 1 日为节点，划定存量项目及增量项目，纳入“机制电价”，推动风电、光伏进入电力现货市场 交易。 所谓“机制电价”即在电力市场交易中实现差价结算的机制。一方面，要求新能源上网电量原则上全部参与实时市场， 旨在物理层面还原电力的商品属性，利用现货市场的价格信号真实反映供需波动，引导新能源主动调节并促进消纳， 打破传统的“保量保价”刚性兑付模式。另一方面，通过竞价方式确定“机制电价”，旨在财务层面建立投资安全垫， 利用竞争机制发现真实的度电成本，为项目提供类似于差价合约的收益托底，防止因市场价格过度波动导致投资断档。 从各省出台的“136 号文”承接文件来看，各省机制电价保障比例差异较大，内蒙古、广东对 2025 年 6 月 1 日起投产 的新能源或集中式风光增量项目，不再安排“机制电量”，将全部电量暴露于现货市场的价格波动中；大部分省份通 过竞价保障一定比例的“机制电量”，但部分省份如甘肃机制电量保障规模较小，增量项目仍有较高比例需要参与现 货市场，且光伏机制电价较低，迫使企业必须配置储能以规避午间低价或负电价风险。

2.2 美国：AI 驱动储能装机再上新台阶

储能作为完全清洁的能源，它具备极快的部署速度和成本优势，并能参与电网的调峰调频服务。随着美国 AIDC 需求 的增长，电网波动性进一步加剧，同时由于电网容量受限，储能的应用场景正逐步从表后向表前延伸，大体上可以分 为以下三类： ①PPA 协议或主电源补充（表前）：为应对电网容量不足以及满足日益严格的 ESG 要求，“光伏+储能”系统正日益成为 美国 AIDC 重要的补充电源或通过 PPA 模式供电的关键选择。尽管光伏的大规模部署受到土地、初始投资及地域光照 资源的制约，但我们预测，2025-2028 年美国 AIDC 新增电力需求中仍将有约 20%由光伏发电满足。基于此光伏渗透率， 并参照行业常见的配储时长进行测算,我们预计与之配套的储能装机需求为 16/46/100/172GWh。 ②平滑负荷波动（表后）：AI 数据中心的运算负载波动极大，在集中训练或推理时会产生瞬时的峰值功率，对电网造 成冲击。储能系统可以瞬间响应，平滑这些剧烈的负荷波动，同时也能参与电力市场的调峰调频服务，获取收益。此 外，根据 10 月 23 日美国能源部致函 FERC 的信件，未来可能会对同意接受负荷响应的数据中心的并网流程予以加速， 或进一步促使数据中心部署储能。 ③备用电源（表后）：为确保电网故障时业务不中断，数据中心需要可靠的备用电源。储能正逐步取代传统的铅酸电 池和柴发，成为更清洁的备电方案。随着电网可靠性挑战加剧，未来数据中心的备电时长可能从当前的 2 小时向更长 时间演进。 考虑到未来 AI 数据中心集群功率密度提高、波动性加大，预计未来 AI 数据中心②+③的配储比例从 15%逐步提升至 30%，时长从 2 小时提升至 4 小时，对应储能装机为 2/13/43/107GWh。 综合以上，我们预计 2025-2028 年美国 AI 数据中心带来的储能需求大约为 18/59/143/279GWh。

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