2026年锂电设备行业深度：储能需求持续放量，本轮扩产的核心驱动

新型储能装机高速增长，需求持续扩张

（一）新型储能装机持续增长，中美欧主导全球储能需求

近年全球新型储能装持续高速增长。根据中关村储能产业技术联盟公众号，截至 2024 年底，全球已投运新型储能项目累计装机规模约 1.8 亿千瓦，较 2023 年底 增长约 98%；2024年全球新增投运新型储能项目装机规模达到74.1GW/177.8GWh， 同比增长62.5%/61.9%。

新型储能装机已连续7年在新增电力储能装机中占据最大比重。其中，美国新增装机 约 1100 万千瓦，英国新增装机约60万千瓦，澳大利亚新增装机约 90 万千瓦。2024 年全球储能电池出货量达 3.7 亿千瓦时，同比增长约 65%。全球储能系统出货量 为 2.4亿千瓦时，同比增长超 60%。

全球储能新增装机高度集中：中、美、欧占比超90%，中国连续三年领跑。全球储 能区域市场集中度持续攀升，2024年中、美、欧三地新增装机占比超过90%，主导 格局进一步强化。中国自2022年登顶全球新增装机榜首后，已连续三年领跑全球市 场。

（二）国内新型储能装机规模连年翻番，连续三年领跑全球

国内储能高需求背景下，新型储能装机规模连年翻番，连续三年领跑全球。根据中关村储能产业技术联盟公众号，中国连续三年保持新增装机第一，2024年占据全球 市场六成份额。根据2025年中国新型储能发展报告，截至2024年底，全国已建成投 运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的 20 倍，较2023年底增长超过130%，全年新增新型储能装机4237万千瓦/1.01亿千瓦时。 全国新型储能平均储能时长2.3小时，较 2023 年底增加约0.2小时，“十四五”以 来储能时长呈上升趋势。

（1）华北、西北为新型储能装机规模较大地区。华北、西北装机规模分别为2224 万千瓦 /4942万千瓦时、1871万千瓦 /5201万千瓦时，装机合计约占全国55.5%。 华东、华中、南方、东北地区装机占比分别为 16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其 中，华东地区占比较 2023 年底提升 8.6 个百分点。

（2）单站规模时长呈增加趋势。根据2025年中国新型储能发展报告，截至2024年 底，全国新型储能项目单站规模10万千瓦及以上、储能时长2小时及以上的项目占比 较高。单站规模10万千瓦及以上项目合计装机4596万千瓦，约占62%，单站储能时 长2小时及以上项目合计装机6386万千瓦，约占86%。从目前在建项目情况看，大 型化、中长时新型储能项目呈增长趋势。

（三）美欧市场稳定增长，新兴市场潜力释放

美国重回全球新增储能装机规模第二位置。美国新增装机首次突破10GW，达到11.8GW/31.2GWh，同比增长35.1%/20%，超越欧洲，重回全球新增装机规模第二 位置。应用分布上，仍以电网侧储能为主，占比超过60%；用户侧储能呈现“户用占 主导、品牌集中化”的特点。地区分布上，德州功率规模首次超过加州，位居各州新 增装机规模第一，加州和亚利桑那州紧随其后，同时也是仅有的规模超过吉瓦级的 三个州。 欧洲储能市场增长趋稳，结构正在重塑。储能装机欧洲新增新型储能装机规模为 11.1GW/21.1 GWh，同比增长 10.7%。新增装机格局发生变化，地区分布上，虽仍 主要分布在德、意、英三国，但与2023年同期相比已出现明显降幅，装机规模合计 下降5%，意大利能量规模首次超过德国，位居欧洲各国首位；应用分布上，户储新 增装机出现近年来的首次下跌，而大储市场起势，多个国家相继完成吉瓦级或吉瓦 时级储能拍卖，届时格局将会发生新的变化。 新兴市场潜力释放，中东或成未来关键增量。尽管当前储能市场仍由中、美、欧主 导，但中东、日韩、东南亚、非洲等新兴经济体的崛起，未来还将释放更多需求。 随着电力市场机制完善和商业模式多元化，储能市场将从政策驱动逐步转向价值驱 动。中东、东南亚、非洲等新兴地区有望成为全球储能增长的重要增量市场。

国内储能相关厂商的海外订单亦迎来较大增长。根据广东省数字化节能降碳产业联 盟公众号，2025年前三季度，储能电池和系统集成企业频传订单捷报，海外市场表 现尤为突出。2025年前9个月，中国企业新获308个海外储能订单，总规模214.7GWh， 同比增加131.75%。其中，欧洲48.08GWh、澳大利亚43.21GWh、中东40.06GWh、 印度13.25GWh、智利10.81GWh，欧洲、澳大利亚两大市场占比均超五分之一。

（四）技术拓展应用与重大项目落地激发全球增量空间

新型储能技术不断拓展应用。2024年，各国持续开展新型储能技术创新探索。电化 学储能领域，澳大利亚推动新型锂离子电池硅负极材料应用；美国和日本布局以铁 - 空气和锌 - 空气为代表的金属空气电池技术研究，正在推动技术示范。长时储能领 域，美国、德国、日本等多国正在推进绝热压缩空气储能技术研究，英国建设了 350 千瓦 /2500 千瓦时液态空气储能中试平台。储能调控领域，美国、欧盟的研究机构 在新型储能优化运行、集中控制等方面进行技术布局，英国、德国等国家探索新型 储能智能化调度技术，推动新型储能替代电网投资。

技术端、政策端、需求端、应用端多维共振驱动 行业高景气

（一）技术端：储能低谷蓄能、高峰放电可保障电网稳定运行

储能既能平滑新能源发电输出，又能保障电网供电稳定。从本质上看，储能市场火 热，是新能源产业发展到一定阶段的必然结果。长期以来，风电、光伏等新能源发 电受自然条件影响较大，给电网稳定运行带来了挑战，也导致部分地区出现弃风弃 光现象。储能的应用，就像给电力系统装上了巨型“充电宝”，用电低谷时储存多余电 能，用电高峰时释放电力，既能平滑新能源发电输出，又能保障电网供电稳定。

对新能源企业而言，布局储能已从可选动作变为必选动作。过去，发电企业单纯依 靠卖电盈利；现在配备储能系统的电站，不仅能满足电网并网要求，减少弃风弃光 损失，还能通过参与电力市场交易、提供调频辅助服务等方式拓展盈利渠道，实现 商业模式升级。储能让不稳定的绿电变成了优质可靠的能源产品，还让原本千篇一 律的电力商品，有了提供差异化服务的可能。储能带来的商业价值提升，正是新能 源企业争相布局的核心动力。

（二）明确政策目标催化产业链进入扩张周期

国家层面顶层设计进一步明确，行动方案锚定2027年1.8亿千瓦以上新型储能装机规 模。2017年，我国发布了储能行业第一个指导性政策《关于促进储能技术与产业发 展的指导意见》，从技术创新、应用示范等多方面为行业进行了明确部署。“十四五” 以来，国家能源局会同国家发展改革委等单位不断完善新型储能政策体系，先后印 发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》， 对新型储能规模化、产业化、市场化发展作出总体部署，提出促进新型储能高质量 发展的重点任务。制定《新型储能项目管理规范（暂行）》，明确新型储能项目规划布局、备案建设、并网调度、监测监督等环节管理的具体要求。2024年“发展新 型储能”首次写入《政府工作报告》。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局 共同印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》。方案提出，到 2027年，全国新型储能装机规模将达到1.8亿千瓦以上，预计带动直接投资约2500 亿元。

“十五五”期间我国新能源有望继续保持每年3亿千瓦的高速增长，至2030年新能 源装机规模有望达30亿千瓦。根据中国能源研究会可再生能源专委会副秘书长王卫 权参考相关机构所作的预测，未来几年我国用电量将保持年均约5000亿—6000亿千 瓦时的增长。预计到2030年，我国全社会用电量将超过13万亿千瓦时。结合经济产 业结构的分析，预计到2030年，一次能源消费总量将达到66亿至69亿吨标煤。发展 新能源成为保障我国能源安全的必然选择。我国资源特点为富煤、贫油、少气，而 可再生能源资源丰富，因此，大力发展风电和光伏产业，将促进我国能源独立，实 现从依赖资源向依赖技术的转变，同时也为我国实现赶超发展提供了新的机遇，巩 固了具有全球竞争力的产业链，推动新能源、新技术、新产业的发展，进而带动绿 色经济的增长。同时根据国网能源研究院新能源研究所副主任叶小宁的预测，在“十 五五”期间，我国新能源将继续保持每年3亿千瓦的高速增长。据初步测算，到2030 年，我国新能源装机规模有望突破30亿千瓦，实现新能源总量在现有基础上的翻番。 政策节点引发“抢装潮”，2025年储能装机高峰前置。据CESA储能应用分会产业数 据库不完全统计，2025年上半年，国内新型储能新增装机达21.9GW/55.2GWh，同 比增长69.4%/76.6%。与往年的“6.30抢装潮”不同，2025年6月储能新增装机4.1GW/10.3GWh，同比-31.2%（功率）/-19.3%（容量），环比-53.2%（功率）/-54.1% （容量）。136号文以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，“5.31”节点出现抢装现象，2025年5月储能新增装机较之去年同比大增超过 300%，装机高峰明显前置。上半年国内装机总量高位增长，2025全年新型储能新 增装机有望突破43GW/110GWh。

（三）三大下游需求超预期共振催生储能行业热潮

电力即发即用、无法直接储存的能源形态催生储能发电侧、电网侧和用户侧三大应 用场景需求。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配 电侧(电网侧)储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多， 包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要 用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等;用电侧储能主要用于电力自发自用、 峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

编辑：火腿肠