2025年光储行业2026年投资策略：储能发展渐入佳境，光伏反内卷纵深推进

储能：国内大储迎来电改机遇，海外储能需求受 益于 AI 有望快速增长

（一）大储：国内容量电价机制+海外 AI 需求赋予全球增长新机遇

1. 中国：多省份容量电价机制有望落地，储能经济性迎来拐点

（1）国内大型储能向市场驱动转型，盈利模式持续优化

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： 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16.8/48.6/109.8GWh，连续三 年增速超100%，储能行业已呈现规模化发展。

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号文推动新型储能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。 现货市场建设提速，新疆、宁夏、青海、江西等仅结算试运行省份独立储能商 业模式有望优化。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。截至2025年6月10日，已有山西、山东、广东、 甘肃、蒙西、湖北6省（电力区域）现货市场转正式运行，安徽、陕西力争6月底前 转入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行，其余省份25年底前启动连续结算试 运行，对于新疆、宁夏、青海、江西等现货市场仅结算试运行省份，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。

（2）省级容量电价细则陆续出台，储能收益率预期走向明朗

针对储能支持配套政策加速出台，容量补偿政策延续稳定储能预期。源网侧储 能主要以容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务交易为主，前期容量租赁占 据较大比例，136号文取消强制配储后预计容量租赁向容量补偿转变，内蒙、甘肃、 新疆、山东、河北等地储能配套政策延续稳定储能预期，如甘肃省煤电机组、电网 侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330 元执行，执行期限2年；新疆2025年独 立储能补偿标准0.128元/kWh，容量补偿政策延续稳定储能预期。 以内蒙古为例，136号文细则明确新增项目暂不安排纳入机制电量，即全电量参与现货市场，光伏收益率不确定性增加。但另一方面，其25年3月发布的《关于加快 新型储能建设的通知》明确，对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能 电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准0.35元/kWh，补偿期限10年，为全国 补偿标准最高、补偿时间最长的区域。以全年250次等效充放电次数、充放电效率 90%测算，10年补偿可达787.5元/kWh，几乎可以覆盖全部初始投资成本，较高的 容量补偿叠加可观的电力现货价差，大幅保障储能项目盈利能力。此外，从补偿分 摊机制看，独立储能电站补偿费用以月度为周期在发电机组间根据装机容量分摊， 即支付主体仍由发电企业承担，从补偿机制与分摊模式方面极大鼓励独立储能发展。 根据内蒙古自治区能源局发布的25年第一批独立新型储能建设项目清单，项目装机 总容量4.75GW/19.7GWh，而内蒙古24年两批次合计仅3.0/12.0GWh。2025年11月 10日，内蒙古能源局发布《内蒙古自治区能源局关于规范独立新型储能电站管理有 关事宜的通知》（以下简称《通知》），明确：2026年度独立新型储能电站向公用 电网放电量的补偿标准为0.28元/kWh。从136号文细则、储能补偿机制、项目招标 规模看26年内蒙古储能均有较大机遇。

多省独立储能政策完善，136号文后仍有较大机遇。从省份来看，独立储能主 要分布在山东、广东、江苏、湖南、甘肃、宁夏、内蒙古等省份，以山东为例，独 立储能通过电能量价差、容量补偿、容量租赁等多种获利模式，山东省储能电站参 与电力现货市场交易已进入常态化，136号文要求新增项目竞价上网有望加速独立储 能发展。河北发布关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知，规定独立 储能依全容量并网时间先后通过竞争的方式确定享受容量电价激励机制的独立储能 电站，2月发布《河北省2025年拟安排独立储能项目情况公示》，装机容量 6.4GW/20.9GWh，预计河北储能装机迎来增长。其他省份如四川、江西提出建立健 全“电力中长期+现货+辅助服务”的完整市场体系，支持独立储能参与现货市场和 电力中长期市场，2025年亦有较大规模建设目标。综上，我们认为136号文的出台 将加速推动储能市场化转型，尽管当前多数省份仍处政策真空期，但部分省份相关 政策已表明，储能作为支撑消纳的灵活性资源仍为后续重要建设方向。

（3）以甘肃为例，储能容量电价对一省的经济性影响显著

甘肃7月已发布发电侧容量电价政策（征求意见稿），纳入新型储能。7月14日， 甘肃省发展和改革委员会发布关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制 的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件明确，本机制适用于不同类型机组，考 虑到风电、光伏在用电高峰时段提供可靠电力供应的能力有限，抽水蓄能电站尚处 于建设初期，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含 直流配套电源。

机组获得的容量电费 = 申报容量 × 容量电价 × 容量供需系数

容量电价：市场初期，容量电价标准暂按330元/（千瓦·年）执行，执行期限2年。执行期满后，根据市场运行情况、机组运行成本等另行测算确定。

（4）储能需求展望：预计2026年国内储能需求保持快速增长

预计2025年储能新增需求保持快速增长。我们假设2025-2027年光伏新增 291/277/263GW，储能功率配比提升至30%/40%/50%，配储时长逐步提升至 3.0/4.0/4.5h，对应大储新增需求达144/243/325GWh。考虑工商储新增装机后，预计2025-2027年国内储能需求达154/254/337GWh，同比+40.2%/65.2%/32.5%。

2. 美国：储能项目经济性与AI双重推动，需求有望保持增长

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，2025年前9个月部署的储能系统装机量将达到12.6GW。 2025年第三季度，公用事业规模储能系统规模同比增长27%，分别达到4.6GW和 13.6GWh。大部分部署的储能系统集中在主要市场，其中，德克萨斯州和加利福尼 亚州占比达到82%。今年前三个季度，公用事业或电网规模储能系统部署规模达 10.9GW/33.7GWh，与2024年全年装机量大致相当。美国清洁能源协会（ACP）和 Wood Mackenzie公司预测，在储能项目经济性和政策激励的推动下，美国在未来5 年将部署92.9GW/317.9GWh储能系统。随着供应链调整和国内制造业的发展，预 计2026年美国公用事业规模储能市场将同比降低11%，2027年将同比降低8%。然 而，一旦美国本土电池供应变得更加充足，预计该市场将在2028年和2029年反弹， 实现两位数同比增长。在发布的第三季度报告中，Wood Mackenzie表示，尽管需求 依然强劲，但“大而美法案”全球贸易不确定性仍可能导致2027年部署的公用事业 规模储能系统规模同比下降10%。

美国数据中心建设带动储能需求快速增长。过去几年，人工智能(AI)的推广和应 用发展迅猛，尤其是在大型语言模型和生成式人工智能领域。随着这个高耗能行业 的增长，数据中心的电力需求也将随之增加，因此，电池储能系统(BESS)将在满足 和保障这一电力需求方面发挥重要作用。AI数据中心是名副其实的“超级耗电大户”， 其对电力稳定性与质量的要求近乎苛刻。然而，全球电网建设难以跟上算力扩张的 速度，电力短缺与波动成为AI产业的瓶颈。在此背景下，储能系统凭借其“缓冲器” 与“稳定器”的作用，成为破解供电瓶颈、保障数据中心24/7不间断运行的重要方 式。2025年，美国市场正经历剧烈的需求冲击：AI巨头资本开支的快速增长，使数 据中心用电需求呈指数级攀升。根据储能网，美国电力公司预计，到2028年，数据 中心用电占比可能从2023年的4.4%激增至12%。电网容量不足、审批缓慢已成为数 据中心扩张的最大障碍，储能因而从“备用选项”变为获得并网许可的“硬性门票”。 在AI需求的推动下，全球几大储能市场有望从过去的“政策驱动”转向由AI需求引 发的“市场自发”高速增长阶段。

美国的刚性需求催生了全球最活跃、单体规模最大的储能项目市场。根据储能 网，2025年，多个GWh级别的项目正密集上马，预计2026年此类超大型项目将贡献 全球40%的电池需求。同时，美国的《通胀削减法案》正在重塑全球供应链格局，迫使企业加速建设本土化的LFP电池产能，但也面临原材料仍依赖中国的现实挑战。 根据美国“大而美法案”（OBBBA）中“安全港”条款规定——2026年前“形式开 工”（完成设备采购、土地审批）的项目，可规避FEOC规则限制并享受原ITC补贴， 这一窗口刺激2025年底至2026年初出现“抢装潮”，预计贡献2026年30%以上的装 机量，成为短期增长“催化剂”。尽管太阳能/风能税收抵免逐步取消，但存量“安 全港”新能源项目仍需配储，这为2026年美国电网侧储能提供了庞大的基础盘（预 计占比约60%）。根据Trend Force，2025年是AIDC配储“需求元年”，2026年进 入“交付大年”，美国新增13GW数据中心将拉动10.7-25GWh配储需求（按20%-50% 容量配储、4小时时长计算），且配储时长将向“6-8小时”延伸，以满足数据中心 高可用性需求。

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. 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。据伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）分析，2025 年欧洲电 池储能系统（BESS）市场预计同比增长 45%，装机容量将从 2024 年的11GW增 至 16GW。展望未来十年，欧洲电池储能系统部署量预计将以 9% 的年复合增长 率增长，到 2034 年达到 35 GW。伍德麦肯兹指出，德国正成为欧洲储能市场的 领军者，今年预计将突破 3.5 GW，到 2034 年将翻倍至 7 GW。

编辑：火腿肠