储能行业深度：驱动因素、发展前瞻、产业链及相关公司深度梳理-

行业|深度|研究报告 储能是构建新型电力系统的重要基础，“十五五”规划建议提出“大力发展新型储能”，储能有望迎来快速发展新阶段。考虑2035年风光总装机36亿千瓦的目标（2024年底的2.6倍），国内储能成长空间广阔。具体驱动因素来看，“强制配储”退出历史舞台，容量电价、现货市场机制逐渐完善，独立储能收益模式逐步理顺，国内大储逐渐从成本中心转变为可盈利资产，装机动力提升，供需格局改善。海外市场在电网支撑、数据中心供电等需求驱动下快速增长，国内外需求景气共振，储能后续增长动力充足。沿着以上产业趋势，我们聚焦储能行业，对相关问题展开具体分析梳理。首先，我们将从基本面的角度，对储能行业的发展背景、行业概况和市场现状进行整体概括。其次，将从市场驱动因素、供需格局的方面，对储能行业的市场发展情况进行分析。继而，将从产业链的视角，对储能行业的产业链、市场格局、相关公司发展情况进行梳理。解决上述问题的同时，也将会对储能行业的未来发展进行合理展望，希望通过上述问题，能加深大家对储能行业的了解。一、储能发展背景 1二、储能行业概况 5三、市场现状 7四、驱动因素 五、供需格局分析 六、产业链分析 22七、市场格局 25八、相关公司 27九、发展前瞻 30十、参考研报 34发改委、能源局出台容量电价政策，有助于推动我国减碳进度加速：2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》，《通知》明确提出，为了更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善针对煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。由于在2025年11月10日印发的《关于促进新1行业|深度|研究报告 能源消纳和调控的指导意见》中曾明确提出“健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”，因此市场对于《通知》的出台存在一定预期。容量电价政策出台具有重要意义：从政策解读角度，《通知》所规划的容量电价的执行思路基本与此前甘肃的容量补偿思路基本一致，甘肃模式有望在全国得到推广。从政策影响角度，全国性的容量电价政策具备以下几方面意义：通过容量电价稳定投资方收益预期，推动调节性电源装机增长；新能源波动性电源发电量占比提升，为了保证电网安全需要调节性电源，支撑新能源进一步放量；为电力企业提供具备吸引力的可投资项目，支撑“十五五”期间资本开支提升；为“十五五”期间数据中心等新业态发展以及全社会减碳打下基础。新能源发电具备波动性，出于安全性考虑需要稳定电源进行适配：2023年以来我国风电、光伏新增装机占发电新增设备容量占比已经超过80%，截至2024年末风电、光伏发电量占全社会发电量占比约20%，且2020-2024年风电、光伏发电量占比呈上升趋势。2025年我国新增光伏装机315.07GW，同比增长13.7%；新增风电装机119.33GW，同比增长50.4%，相关人士认为2025-2035年我国新能源装机规模仍将提升但增速放缓，2025-2035年具备年均400GW新能源装机空间。在新能源装机规模提升的背景下，由于风电、光伏的出力不稳定，所以风电、光伏的利用率下降，体现为弃风、弃光率的提升。国家发改委、国家能源局在2025年印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》明确2025-2027年全国新能源利用率不低于90%，一定程度上为新能源消纳松绑，但是站在电网系统运行安全的角度，稳定性电源的建设紧迫性在新能源装机规模占比庞大的背景下日益紧迫。“十五五”期间减碳压力大，预计新能源发展速度相比“十四五”进一步提升：2024年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出包括钢铁、石化化工、有色金属、建材、建筑节能、交通运输等行业节能降碳行动方案，要求2024年单位国内生产总值二氧化碳排放降低3.9%，实际2024年实现全国万元国内生产总值二氧化碳排放降低3.4%，2024年减碳进度略低于预期。“十四五”期间减碳目标完成情况总体预计同样低于预期，根据国家统计局数据，2021-2024年我国万元国内生产总值二氧化碳排放累积降幅约8%，较“十四五”期间下降13.5%的目标存在差距。在“十四五”期间减碳目标较预期有差距的背景下，同时又面临2030年碳达峰的硬性目标，“十五五”期间的减碳压力同比“十四五”提升，要求新能源、绿色能源的进一步发展。2行业|深度|研究报告 电力系统平稳运行的一个基本条件是系统调节能力必须大于负荷的变化。按照灵活性调节能力不小于相应灵活性需求的原则，在不考虑跨区域互济和需求侧响应等调节能力的情况下，可以用净负荷曲线（“负荷-风光发电能力”）粗略判断火电、抽蓄、储能等调节电源建设需求总量。以电化学储能为代表的新型储能具备多重优势，其时空功率特性可将电力生产与消纳进行解耦。在不同的调节电源中，电化学储能具备可控性高、响应速度快、能量密度大、转换效率高、建设周期短等优势，近年来成本下降明显。水电和抽蓄受限于地理及水利资源限制，存在发展上限。煤电调节受限于调节范围和调节速率的限制，或将逐步难以适应波动性越来越强的新型电力系统，以煤电进行灵活性调节的利用量有望先增后降。储能有望支撑电力央企投资强度，支撑“十五五”开门红：风电、光伏占我国新增电力装机占比超过80%，光伏风电整体已经进入发展成熟期，参考2025年风光合计新增装机超过430GW，相关人士认为2025-2035年我国新能源装机规模仍将提升但增速放缓，后续年均装机空间约400GW。在风电、光伏建设增速放缓的背景下，以五大六小为代表的电力集团需要新方向以提升有效投资，在储能具备稳定收益、政策鼓励，央企需要可盈利投资方向的当下，新型储能或将成为重要方向。3容量电价政策推动储能项目收益率提升至8%以上，央国企投资热情提升：根据测算，假设储能项目投资0.9元/Wh，电能量市场峰谷价差0.3元/kWh，一个100MW/400MWh的储能电站年充放电次数300天，项目收益率大约6.5%。若考虑当前容量电价政策，即便按照10小时放电时长要求、50%的补贴折算比例，储能电站的项目收益率可提升至8%以上，若最大放电时长缩短至6小时，100%的补贴折算比例，储能项目的收益率可显著提升至10%以上。但是即便是最优惠的容量电价政策也无法使得不运行的储能电站具备盈利能力。储能容量电价政策是储能发展的“最后一块拼图”，在稳定投资方收益预期的前提下，将本身就具备一定经济性的储能电站的收益率进一步提高，预计将引发央国企投资热情。储能装机规模具备超预期空间：2025年我国新增储能装机以西北地区省份为主，如内蒙、新疆、河北、甘肃等。虽然省份之间的容量补贴存在系数差异，但是考虑到容量补贴对储能的增量收益，基本只要峰谷价差达到0.3元/kWh，建设储能就可以基本实现8%的收益率。即便如甘肃、新疆等部分省份电力现货峰谷价差未能达到0.3元/kWh，但考虑容量补贴以及调频收益，储能项目具备充足经济性。综合来看，从2026年起储能需求可能不仅仅局限于西北地区，中部地区以及东部地区需求也有望在储能项目高经济性的驱动下得到释放。电力央企在储能领域的市占率或具备提升空间：根据CNESA数据，2025年我国新建独立储能装机42GW，同比增长59%，占2025年我国新增投运的储能项目比例达到63%。在独立储能建设速度呈现高景气度的同时，五大六小电力集团以及两网在独立储能电站中的投资占比呈现下降趋势，根据CNESA数据，从42024年上半年到2025年下半年，电力央企在新建储能项目的市占率已经从41.5%下降至23.3%，远景能源、海博思创、赣锋锂电以及地方能源集团的建设速度更快。电力央企在新建储能项目的市占率具备充足提升空间。储能即能量转化与存储的技术，在电能利用中扮演重要角色。储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的技术。实际应用中，储能通常特指电力储能，是将不易储存的电能转化为机械能、化学能等形式储存，以供需要时使用的技术。电的传输速度与光速相同，发、输、变、配、用电往往在同一瞬间完成，要求电力生产和负荷相匹配；但电力生产和负荷具有波动性和随机性，难以实时匹配，导致电能质量不稳定、利用率不高等问题。储能系统是电力系统中的“蓄水池”，可以动态吸收能量并适时释放，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”。储能有助于提高输出电能的稳定性、平滑用电负荷，从而有效提高供电质量和用电效率。5储能是推动可再生能源大规模应用的关键技术。风能和太阳能存在间歇性和波动性等固有特性，其出力特性与用电负荷无法完全匹配，且调度存在困难。因此，风电、光伏等间歇性可再生能源的大规模并网，存在影响电能质量、干扰电网稳定性、利用效率不高等问题。储能设备可以起到平抑新能源波动、跟踪计划出力、参与系统调峰调频、提高消纳水平等作用，推动可再生能源的大规模应用。发改委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确指出，储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。根据储能原理划分，常见的储能技术可分为物理储能和化学储能两大类。物理储能包括机械储能、热储能和电磁储能，其原理为将电能转化为机械能、热能形式储存，或将电能以电磁能形式直接储存。化学储能包括电化学储能和氢储能，是将电能转化为化学能，用电时通过电化学反应释放电能的技术。储能不同应用场景对响应速度、充放寿命、储能时长、选址灵活性等具有不同需求，因此技术路线也百花齐放，选择较为多样。大型储能有多种不同技术路线，各类储能方式的功率等级和放电时间存在差异，适用电力系统的不同场景。抽蓄、液流电池和压缩空气储能规模大、理论成本低，适宜长时储能；飞轮储能、电磁储能响应速度快、循环次数高，适宜调频应用；锂离子电池规模和放电时间范围广、泛用性强、产业链成熟，是现阶段新型储能主要采用的技术方案。6锂电池储能取代抽水蓄能，成为我国大储主要路线。新型储能通常指除抽水蓄能之外的储能技术，现阶段以锂电池储能为主。抽水蓄能单体容量庞大，曾是电力储能累计装机的主要类型。抽水蓄能的选址依赖特定地理资源，且建设周期长，增速相对有限；新型储能中的锂电池储能建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性好，且产业链成熟，成为国内新型储能装机的主力类型。根据CNESA数据，截至2024年底，我国新型储能累计装机规模首次超过抽水蓄能，功率占比达到57%（其中97%是锂电池储能）；截至2025H1，国内新型储能累计装机占比已达到60%。今年是“十四五”的收官之年，与“十三五”末相比，储能技术路线结构发生显著变化，抽水蓄能占比首次低于40%，以锂电池为代表的新型储能实现跨越式增长，新型储能技术路线也从单一路线向多元路线化加速发展。7近年全球新型储能装机持续高速增长。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%。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。8行业|深度|研究报告 国内储能高需求背景下，新型储能装机规模连年翻番。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。独立储能进入发展快车道。独立储能是指独立于电源侧（如风光电站）和用户侧（如工商业、居民），以独立市场主体身份接入电网的储能项目。作为一种融合技术创新与商业模式创新的储能解决方案，由第三方投资建设共享储能电站，多个新能源电站或用户共同使用，无需各自建设独立的储能设施，大大降低了发电企业及用户的初始投资成本。这种模式打破了传统储能设施与发电机组间单一固化的服务模式，构建一种“一对多”的全新商业化服务框架，加强了电网侧、电源侧以及用户侧分散的资源连接。近年来，在大储市场从强制配储向独立储能转向以及容量租赁市场化脚步加快的背景下，独立储能进入快速发展轨道。独立储能项目的收益模式主要包括容量租赁/峰谷套利/辅助服务/容量电价补偿：容量租赁是由第三方或者厂商投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。9行业|深度|研究报告 峰谷套利：在电力现货交易市场比较完善的地区，独立储能可以参与电力现货市场，利用电力市场的峰谷价差进行套利。在电力现货市场运行成熟的地区（如山东、山西、广东），储能电站利用日内电价波动，在低谷时段（如深夜）低价充电，在高峰时段（如傍晚）高价放电，赚取差价，随着现货市场价差的拉大，此部分收益潜力巨大。收益=放电电量（MWH）*高峰电价-充电电量（MWH）*低谷电价。电力辅助服务：储能电站接受电网调度，为电网提供有偿辅助（调峰、调频），以获取相应收益，在电网负荷高峰是放电，获取调峰补偿。储能的毫秒级响应速度使其在调频服务中具备天然优势。通过参与区域电网的AGC（自动发电控制）调频市场，储能可按调频里程性能获得补偿，其收益能力远高于传统火电机组。性能优异的储能项目在调频市场可获得可观回报。容量电价：容量补偿是管理机构为储能项目提供的补贴，作为项目收益的“保底”手段。山东启动现货市场试运行后，参照火电标准给予电化学储能容量电价。储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以“兜底”。136号文发布前，储能行业发展的底层逻辑为新能源强制配储。2024年及以前年份，接近50%的新增储能装机为新能源强制配储项目，独立储能核心收益来源是为新能源项目的容量租赁。136号文取消强制配储，容量租赁市场同样受到冲击。2025年2月国家发改委、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》（136号文），成为行业关键转折点，取消新能源项目强制配储，储能项目从强制政策驱动切换为市场化驱动。136号文后，各省引入容量电价机制。136号文后各省积极引入容量补偿机制以提振储能需求，目前宁夏/山西/甘肃/山东/辽宁/河北/内蒙古/广东/浙江/新疆已经发布容量电价机制征求意见稿。补偿形式基本上为固定容量电价补偿，内蒙古/浙江按单独电补偿，分别为0.28元/kwh和0.128元/kwh，其余地区为年化100-300元/kw/年补偿；补偿范围为通过政府备案/参与现货市场交易等项目。2025年3月内蒙古自治区能源局印发的「内蒙古自治区能源局关于加快新型储能建设的通知」，明确了灵活的容量补偿标准。提出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，补偿标准一年一定，每年九月底前公布次年补偿标准，补偿标准明确后执行时间为10年。10行业|深度|研究报告 部分省份独立储能项目IRR高达10%以上。截止2025M8，电力现货市场较为健全+容量补偿/调峰调频机制完善省份独立储能IRR高达10%以上，经济性凸显。136号文落地后，中国储能新增装机延续高增长，行业增长底层逻辑从强制配储演化为市场驱动。根据CNESA，2025年上半年国内储能新增装机56GWH，同比+68%，2025H1国内储能装机高速增长主要系531新能源抢装潮的刺激作用，25M8新增装机7.97GWH，同比+43%，2025M8储能新增装机延续高增长说明136号文发布后，市场化发展对储能的正向影响。行业|深度|研究报告 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。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、并网调行业|深度|研究报告 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。行业|深度|研究报告 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。对更平稳负荷曲线与更高运行效率的需求驱动电网侧储能需求持续增长。电网侧储能在电网关键节点，比如变电站、配电网或者调度中心附近，为整个电网的运行服务。这类储能的一个核心功能是调峰填谷。在用电高峰的时候放电，低谷的时候充电，让负荷曲线更平稳，提高电网的运行效率。电网侧储能还能提升电网的稳定性和应急能力，出现故障的时候能提供快速的功率支持。随着技术发展，电网侧储能还具备无功支持、黑启动等新功能，成了构建灵活智能电网的关键部分。根据储能网公众号，2025年上半年电网侧储能新增装机14.2GW/32.9GWh，同比增长65.5%/61.7%，规模占比64.9%/59.6%，主要集中在云南、山东、宁夏、河北、安徽、内蒙古、广东等省份。电源侧储能对新能源发电间歇性与波动性问题的化解能力驱动其需求快速增长、容量倍增。电源侧储能装在像光伏电站、风电场、火电厂等发电设施附近地方，主要为发电企业服务。它的核心功能，是解决新能源发电的间歇性和波动性问题。通过“削峰填谷”，储能系统能在风光资源充足的时候把电能存起来，发电不足的时候再把电能释放出去，保证电力输出稳定可靠。另外，电源侧储能还能提供调频等辅助服务。根据储能网公众号，2025年上半年电源侧储能新增装机5.8GW/17.8GWh，同比增长68.5%/104.7%，规模占比26.7%/32.2%，主要集中在新疆、内蒙古、青海等地。其中，新能源配储新增装机5.2GW/14GWh，风光火储（氢）多能互补配储215MW/725MWh，火电配储66MW/54MWh，光热储能250MW/2100MWh，源侧微电网储能110MW/880MWh。行业|深度|研究报告 用户侧储能可实现峰谷价差套利、需量管理与备用保障三重收益。用户侧储能装在像工厂、商场、数据中心等用户所在地为终端用户服务，主要目的是降低用电成本和提高供电可靠性。利用峰谷电价差优化用电成本是用户侧储能最主要的收益来源。系统在电价低的时候充电，电价高的时候放电，这样就能降低整体的用电成本。用户侧储能还能提供需量管理功能，控制最大用电负荷，减少基本电费支出。在一些地区，它还能当备用电源，保障关键设备正常运转。随着虚拟电厂技术的发展，用户侧储能资源正被整合起来参与电力市场交易。三重收益共同驱动用户侧储能需求增速翻倍。根据储能网公众号，2025年上半年用户侧储能新增装机1.8GW/4.5GWh，同比增长109.6%/103.0%，规模占比8.4%/8.2%。分应用场景来看：2025年10月，用户侧储能市场以工商业应用主导，占比超90%，工商业场景新增装机178.00MW/445.19MWh，同比减少39%/51%。分技术看：新增投运项目均采用了电化学储能技术，磷酸铁锂电池技术装机功率规模占比99%。非锂技术方面，具体包括一个2MW/8MWh工商业用户侧全钒液流电池储能项目建成投运，以及一个磷酸铁锂+全钒液流混合储能示范项目投运。分市场看：独立配置的工商业储能新增装机1.4GW/3.4GWh，同比增长66.10%/58.39%，分布式光伏配储/光储充/用户侧微电网储能等新增装机470MW/1170.7MWh，同比增长770.21%/954.92%。分地区分布来看：河南新增装机规模最大，占比超40%。在能源绿色低碳转型，工业企业降碳、降本和保供需求驱动下，河南用户侧储能需求快速增长。同时，作为农业大省，在地方政府的积极推动下，河南农村等新兴场景需求释放，“绿电+储能”模式正推动储能需求逐步释放，成为河南用户侧储能的新增长点。行业|深度|研究报告 AIDC储能的崛起，是国家数字经济与能源转型政策协同作用的结果。在数字基建层面，《推进城市全域数字化转型行动计划》将AIDC定位为“城市数字底座”的核心载体，明确要求“保障数字设施高可靠供电”——这一表述直接将储能从AIDC的“可选配套”转为“必选配置”。同时，《“东数西算”工程实施方案》提出，国家算力枢纽节点的AIDC需满足“全年PUE值低于1.2”，而储能是提升绿电消纳、降低PUE的关键手段：政策要求枢纽节点新建AIDC到2030年绿电消费比例不低于80%，储能系统可有效解决风光发电的间歇性与AIDC连续用电的矛盾，成为达标必备工具。AIDC自身的爆发式增长，叠加其特殊的能源消费属性，共同创造了储能的海量市场。从AIDC规模看，全球AI算力需求正以年均50%以上的速度增长：IDC数据显示，2025年全球AIDC算力规模将达2020年的10倍，国内“东数西算”工程已推动超30个大型AIDC集群开工，单体项目算力规模普遍超1000PFlops。而AIDC的“高功率、高波动、高可靠”用电特性，对储能提出了刚性需求，据此测算，每100MW算力的AIDC需配套10-20MWh储能，2030年国内AIDC储能市场规模将超1500亿元，全球市场规模有望突破500亿美元，是当前储能市场的“增量级赛道”。行业|深度|研究报告 储能技术的快速迭代，为AIDC场景提供了更适配的解决方案，加速了“蓝海”成型。在技术路线上，AIDC储能已形成“多元化适配”格局，同时，AI技术与储能的融合（如AI预测AIDC负荷曲线、优化储能充放电策略），进一步提升了储能系统的经济性与可靠性——某头部云厂商数据显示，AI调度可使AIDC储能利用率提升20%，综合成本降低15%。“储能+AIDC+绿电”的一体化解决方案，正成为AIDC招标的“标配”。2025年上半年，国内超80%的大型AIDC项目要求同步配套储能，且倾向于“EPC+运维”一体化服务，这为储能企业打开了从设备销售到全生命周期服务的利润空间。2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善储能发展政策推动新能源高质量发展的意见》（即“136号文”），明确规定储能配置不再作为新能源项目核准、并网及上网的前置条件，标志着我国“强制配储”阶段的结束，储能市场逐步转向以经济收益为导向的高质量发展阶段，独立储能迎来重要发展机遇。2025年9月12日，两部门进一步印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（以下简称《行动方案》提出到2027年全国新型储能装机规模目标达到1.8亿千瓦以上，加快新型储能价格机制建设，并鼓励新型储能全面参与电能量市场与辅助服务市场，拓展多元化收益渠道。据国家能源局数据，截至2025年上半年，全国新型储能装机规模已达9491万千瓦/2.22亿千瓦时。基于《行动方案》，预计未来两年半内国内大型储能装机规模将实现翻倍增长，国内储能正迈入高速发展新阶段。根据EUPD数据，预计2025年欧洲前19大市场的新增储能装机容量有望达35.3GWh，同比增长超过75%。欧洲光伏产业协会提出，到2030年欧洲储能总装机容量需从当前约50GWh，提升至500GWh-780GWh，实现十余倍增长，以配合其45％的可再生能源占比目标，保障电网稳定和灵活调度。电网侧储能需求显著增长，市场重心正由户用储能转向大型储能。2025年欧洲大储装机预计同比增速超过180%，占比接近60%。工商储方面，如德国强制实行动态电价机制，峰谷价差达三至四倍，通过“低充高放”可显著提升经济性。此外工商储还可接入虚拟电厂（VPP）平台参与调频容量拍卖，进一步提升收益率。预计2025年工商储装机占比约12%，虽较2024年有所下降，但绝对容量仍实现高速增长，同比增速超过50%。欧洲户用储能市场逐步回暖，越来越多家庭安装光伏系统，配套储能以实现电力自给；部分地区电网稳定性不足，也推动家庭配置储能作为备用电源。预计2025年户储装机增速约为5%，占整体储能装机容量的30%。18根据WoodMackenzie，2025年第二季度美国储能市场创季度新高，新增装机5.6GW/15.78GWh。其中大储为绝对主力，装机4.9GW/14.95GWh，同比+63%；户用储能增势强劲，装机608MW/752MWh，同比+132%；CCI储能（社区级、商业及工业）扩张温和，装机38MW/85MWh，同比+11%。在大储和户储市场的推动下，预计2029年美国储能市场总规模将达到87.8GW。尽管《大美丽法案》（OneBigBeautifulBillAct，OBBBA）保留了储能的投资税收抵免政策（ITC但“受关注外国实体”（FEOC）法规的不确定性以及更为严格的电池采购标准仍会对后续储能装机造成阻碍。在近期监管框架更具确定性的情况下，美国储能市场出现抢装潮，以规避未来政策不确定性带来的风险。亚非拉等新兴市场电力供应困境突出，电力短缺呈常态化，电价波动幅度大，能源保障压力显著。叠加“光伏+储能”技术成本持续下行，其经济性已全面优于传统柴油发电，直接推动储能需求从“可选配置”升级为“刚性需求”，市场基础需求空间广阔。同时部分国家新能源快速扩容，为解决绿色电力消纳难题，配套储能的需求同步攀升。此外多国政府已出台强制配储政策与补贴激励措施，进一步释放市场潜力。多重驱动因素共振下，亚非拉新兴市场储能需求有望进入高速增长阶段。行业|深度|研究报告 根据Infolink2025年前三季度，全球储能系统出货量为286.35GWh，同比增长84.7%。25Q3全球市场多点开花，单季系统出货首破100GWh。从储能系统供给端看，2025年前三季度行业CR10继续维持在60%左右，储能系统环节头部格局初步显现，龙头公司规模化优势渐显，全球储能系统出货量前五为：特斯拉、阳光电源、比亚迪、中车株洲、华为。20行业|深度|研究报告 大型储能(含工商储)角度看，根据Infolink，2025年前三季度全球大储系统出货252.5GWh。CR547.3%，较上季同比略有下滑。大储市场Top5企业为阳光电源、比亚迪、特斯拉、中车株洲、海博思创。全年纬度看，前三家（阳光电源、比亚迪、特斯拉）均有望问鼎全球大储龙头。户用储能角度看，根据Infolink，2025年前三季度全球户储系统出货26.6GWh。从季度出货看，25Q3单季出货仍接近10GWh仍处于高水位。前三季，Top5户储系统厂商为特斯拉、华为、比亚迪、派能科技、德业。当前户储环节CR5为50.9%，较上季提升约3%；同时，Top2厂商特斯拉、华为已显著领先后来者。行业|深度|研究报告 全年视角看，2025年全球储能系统出货预计接近400GWh，增速约60%。同时基于各厂商项目储备情况及出货目标，PVinfolink预计2026年全球储能系统出货或达到600GWh，继续维持高增速。根据相关需求测算，储能系统产品预计2026年供需偏向紧平衡。储能行业的产业链，主要分为三个主要部分：上游的原材料及生产装备，中游是储能系统集成，下游的储能场景应用及后市场服务。电池材料：包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜和其他结构件。这些是储能电池的基本组成部分，对电池的性能有重要影响。储能电池制造装备：有涂布机、辊压机、卷绕机等。这些设备用于生产储能电池，确保电池的生产质量和效率。其他电池制造装备：包括电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)等的生产设备。这些系统用于管理和控制电池的运行，确保电池的安全和稳定。其他储能生产设备：例如抽水蓄能等其他储能技术装备，用于生产不同类型的储能设备。22储能技术：例如电化学储能(锂离子电池、铅酸电池、液流电池等)、机械储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等)。这些技术用于存储电能，各有其优缺点和适用场景。储能电池系统：包括储能电池、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)和储能系统集成(ESS)等。这些系统确保储能电池的高效运行和管理。储能运维：包括储能EPC(工程总承包)、储能电站运维(运营维护服务)、储能系统数字化管理和储能服务。这些运维服务保障储能系统的长期稳定运行。电源侧储能：包括风电储能、光电储能、传统电站储能、氢储能等。这些储能应用主要用于电力供应端，帮助稳定电力输出。电网侧储能：包括变电站储能、调频储能等。这些储能应用主要用于电网的调节和稳定。用户侧储能：包括家庭储能、工商业储能、数据中心/基站储能等。这些储能应用主要用于用户端，帮助用户节省用电成本和提高用电可靠性。储能后市场服务：包括充电站/充电桩、换电站/换电柜、储能电池检测、储能电池回收利用等。这些服务保障储能设备的后期使用和环保处理。就储能价值链各环节的参与者而言，已经形成了一定的格局。电池材料：包含容百科技、ZEC、德方纳米、贵州安达、贝特瑞等企业。这些企业主要涉及正极材料、负极材料、电解液、隔膜等电池关键材料的生产。电池制造装备：有华冠科技、MANST、德瑞精密等企业。这些企业专注于电池制造过程中的设备供应，如涂布机、辊压机等。其他储能装备：包括上海电气、浙富控股、东方电气等企业。这些企业提供储能系统集成、其他储能装23行业|深度|研究报告 国内储能系统集成竞争格局相对分散，参与者较多，竞争也较为激烈。抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能、重力储能、热储能、氢储能等各储能领域技术开发与应用的供应储能电池的制造商，有宁德时代、比亚迪等，在全球储能电池市场中占据领先地位。储能电池环节，技术积累已形成壁垒，竞争格局趋于稳定，头部企业的密集扩产导致的产能释放，使行业竞争加剧、产品价格下降。储能变流器与电池管理系统的制造商，有阳光电源、南都电源、科华数据等，为储能系统提供高效、智能的电力转换和管理解决方案。在应用解决方案方面，派能科技、鹏辉能源等企业凭借其在储能电池和系统集成方面的优势，为工商业用户提供高效、可靠的储能解决方案；国家电网、南方电网等能源企业积极投资建设电网侧储能项目，提高电网的灵活性和安全性；一些独立的储能项目运营商也通过参与电力市场，为电网提供调峰调频等辅助服务。电源侧储能：如Sermatec、海博思创、南网科技、电科院等企业。这些企业将储能技术应用于电网调峰、调频等场景，提高电力系统的灵活性和稳定性。工商业储能：随着电价峰谷价差的拉大，越来越多的企业开始投资储能系统，以降低用电成本。这一领域涌现出众多EPC(工程总承包)企业和运维服务商。24行业|深度|研究报告 用户/家庭/便携式储能：如PowerOak、正浩等企业。这些企业专注于用户端、家庭和便携式储能产品，为家庭提供应急电源，通过智能管理实现能源的最大化利用等。充(换)电站/桩：如速来电、特来电等企业。这些企业涉及充电站、换电站等后市场服务。电池回收利用：如杰成新能源、瑞隆科技等。这些企业提供电池回收等后市场服务。在储能产业竞争越来越激烈的当下，存在部分企业能够提供覆盖全产业链的产品和服务。中国储能产业链上的领先企业包括宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、中电科蓝天、华为、派能科技、科华数能、欣旺达、智光储能、南都电源、南瑞继保、平高储能、新风光、中车株洲所、海辰储能、天合储能等，这些企业在全球储能市场具有显著的竞争优势，并且正在将先发优势转化为技术优势、产业优势及合作优势，不仅在电池制造方面有显著的市场份额，而且在储能系统的集成、解决方案提供、以及相关服务方面也表现突出。全球储能市场竞争格局方面，根据伍德麦肯锡发布的2025年全球储能行集成市场份额数据，前五大系统集成商合计占比49%，特斯拉以15%市占率位居第一，阳光电源以14%市占率位居第二，全球十大储能系统集成商中有7家为中国企业，分别是阳光电源、中国中车、远景储能、华为、海博思创、比亚迪、新源智储。国内储能系统行业市场竞争格局来看，整体较为分散，根据中国储能网公布的2025年1-9月国内储能系统中标份额来看，前五大系统集成商合计占比39%。其中，中车株洲所占比14%位列第一，赣锋锂电、比亚迪、宁德时代、海博思创分别占比9%/8%/5%/3%，位列二至五位。美国地区储能系统集成集中度较高，2024年CR5合计占73%。其中特斯拉39%、阳光电源10%、其他如Fluence和Powin位列前五；欧洲地区与美国地区相似，集中度较高，CR5占据70%的市场份额，2024年阳光电源以21%的份额引领市场。前三大公司还包括Nidec和特斯拉。25行业|深度|研究报告 户储方面，行业集中度相对较高，根据起点研究院SPIR数据，2024年户储全球市场格局中，CR4占据接近50%的市场份额，其中华为占比21.6%，位居第一，比亚迪、特斯拉分列占比14.4%、8%，分列二三位，其余前十企业包括艾罗能源、派能科技、麦田能源、Sonnon、德业股份、E3/DC、SENEC等。大储方面，从盈利能力方面来看，2024-2025年上半年国内业务毛利率普遍在10%-20%，净利率水平在5%-10%；海外业务毛利率大多在25%-40%，净利率水平在8%-30%，整体加权情况来看，2025年毛利率水平预计约35%，净利率水平约20%。展望未来，在全球储能需求保持稳步增长背景下，储能电芯价格企稳回升，储能系统价格报价有望得到提升，同时储能系统企业生产规模效应有望得到提升，大储系统集成企业盈利能力在2026年有望得到提升，在2027-2028年趋稳。户储方面，从盈利能力方面，海外户储业务普遍毛利率在25%以上，净利率水平分化明显，在5%-35%不等，整体加权情况来看，2025年毛利率水平预计约40%，净利率水平约22%。展望未来，户储行业竞争格局趋向稳定，整体盈利水平也有望趋向稳定。储能电站作为“源网荷储”协同的核心枢纽，运行效果关系电网调峰调频能力、新能源消纳水平以及用户侧经济性。衡量储能电站价值的四大核心指标为设备在线率、运行效率、充放电深度（DOD）与容量衰减率，对应“可用性、经济性、单次出力能力与长期寿命”，决定电站能“跑多久、跑得多好、单次能跑多远、能跑多少年”。未来具备电芯-PCS-EMS一体化设计能力、强控保算法与模块化运维体系的厂商有望脱颖而出。伴随电气拓扑创新、液冷与智能热管理普及及高性能电芯规模化应用，未来储能电站有望实现“高在线率(≥99.9%）、高效率(≥90%）、深度DOD(≥95%）、低衰减(≤4%/年）”的目标。26储能系统集成龙头，技术与业绩领先。公司是国内领先的储能系统解决方案与技术服务供应商，自2011年成立以来持续深耕电化学储能系统集成，业务结构聚焦，2025H1储能系统收入占比达99.77%。公司实控人持股集中，控制权稳定，核心管理层多具备清华及海外名校技术背景，研发人员占比近30%，技术基因深厚。受益于储能市场快速发展及商业模式转向市场化驱动，公司业绩持续高增，2025年营收116亿元，同比增长40%；随着独立储能与海外项目占比提升，毛利率已呈现企稳回升态势，未来盈利空间有望进一步打开。短期：国内独储爆发与海外市场拓展，实现双轮驱动。国内端，容量电价机制、电力市场化改革及绿电直连等多维政策共同发力，25年全国储能招标量303.8GWh，同比+76%实现高增，2026年装机预计达230GWh+。26年1月国家发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，正式定调独立储能的战略地位，相关人士判断五大六小运营商有望陆续下场进入独立储能市场，“十五五”期间国内独储将迎来可持续发展阶段。国内新模式下，电网的关键节点具备高电压等级和高电价波动的优势，利于更及时做峰谷套利，参与更高层级的电力市场交易和辅助服务调用，公司依靠关键节点资源助力优质订单增长。海外端，受美国AI用电、欧洲政策补贴及新兴市场大储推动需求广阔。公司提前布局海外，通过获取IEC/UL等全球认证、在欧洲形成代表性项目并与多国头部伙伴合作，同时在澳洲、欧洲、北美、东南亚等地建立区域总部与本地化网络，海外高毛利业务加速放量，成为公司关键的业绩增长引擎，2025-2027年海外出货规划2/10/20GWh。公司规划2026-2028年出货达300GWh，与宁德/亿纬战略锁供，保障电芯优先供应，预计2025-2028年出货分别达26/70/100/130GWh，保持高速增长。中长期：从设备供应商到全链路运营服务商，深度绑定上下游实现业绩的可持续扩张。深度绑定下游储能电站开发商及金租企业：储能+金融打造可持续收益模式，通过基金化结构、低成本资金与保底收益27行业|深度|研究报告 机制提升资本效率，以“轻资产占节点+融资租赁导入资金+设备与运维绑定”实现稳定盈利并向制造+服务转型。提供电力现货市场交易及电站运维服务实现强绑定：独储盈利模式天然依赖于现货市场交易能力，公司凭借先进AI技术、海量运行数据及对电网的深度理解，在现货市场交易端具备明显优势。供应链端长期锁定电芯等核心零部件供应：在供应链端，通过“多元化+长单锁定”、自研自制与严格质量管控构筑成本韧性与交付稳定性优势，形成贯穿供应—交付—运维的综合竞争力。AI赋能储能价值新生，依托数据持续驱动增值服务。公司以“海博云”为核心，实现规划、设计、验证、运维、交易全生命周期管理，通过预测性维护和交易策略优化显著提升效率。全球储能需求爆发，储能系统出货快速增长。根据2025年10月28日投资者关系活动记录表，公司25年储能出货目标40-50GWh，26年的发货目标还在研讨规划中，预计26年全球储能市场还能保持40-50%增速。基于对全球市场的展望以及公司在全球市场的领先地位，26年公司储能业务的增长有望高于行业水平。25年，公司沙特7.8GWh全球最大构网型储能项目并网运行，体现了公司在大型项目中技术优势和交付能力保障。户用储能系统通过全球首个UL9540B大规模火烧测试，安全稳定性得到了验证。光伏逆变器稳步向好，维持行业领先地位。公司在逆变器领域一直保持领先的份额和盈利能力，25年前三季度，光伏逆变器业务收入同比增长约6%，各市场的盈利能力保持稳定，相比24年同期毛利率有所提升，主要是国内发货占比从48%下降到40%，市场结构的变化带来毛利率的提升。根据彭博新能源财经《2024逆变器可融资性调查报告》，阳光电源蝉联全球第一。为巩固行业领先地位，公司发布全球首款功率达到400kW+的组串式逆变器SG465HX和全球首款分体式模块化逆变器1+X2.0，打造5A融合系统解决方案。凭借电力电子领域的技术积累，布局AIDC相关业务。随着AIDC的快速发展，数据中心电源正在从原来UPS为主的交流供电系统向800V等直流供电系统演进。公司在切入固态变压器SST及电源解决方案方面具备优势，根据2025年10月28日投资者关系活动记录表，相关的产品方案将根据客户需要和项目进度来交付，与国际头部云厂商、国内头部的互联网企业开展合作，开展产品立项和开发，争取在2026年实现产品的落地和小规模的交付。高功率组件的效率与溢价兑现助力业绩修复。公司官网公布参数指出Tiger3.0在同版型下实现功率、弱光与发电增益提升，公司预计未来有望在成本小幅上升的情况下实现溢价销售毛利率上升，同时先进产能提升，推动主流功率上探，高功率组件从实验阶段转向主力产品，将直接影响公司产品单价与毛利率，在当前行业价格约束强化阶段起到拉开盈利差的作用。AI+叠层技术合作布局中长期技术发展。公司在1月投资者关系记录表中提到，引入外部企业AI与自动化实验能力，有望显著提升材料与结构迭代效率、缩短从材料筛选到实验的验证周期、降低试错成本，在行业现金流承压阶段仍保持研发前移，体现了公司对下一代高效技术赛道的前瞻准备。若未来叠层技术在效率、稳定性与度电成本方面突破并形成优势，公司作为TOPCon技术龙头叠加新技术优势，有望继续延续领先地位。储能业务从规模爬坡转向量利齐升，为中长期业绩贡献增厚。公司储能系统出货持续上升，收入占比持续抬升。且公司储能产品具备自研、一体化产能与海外订单组合优势，系统集成与电芯自供能力能够为28行业|深度|研究报告 规模扩张与成本控制提供保障，同时公司液冷产品矩阵与欧洲/拉美/亚太等多地项目落地，叠加光伏行业发展，储能业务有望在组件盈利低位阶段提供业绩韧性。全球锂电龙头，动力与储能电池出货量全球领先。2024年，公司实现锂离子电池销量475GWh，同比增长21.79%，其中，动力电池系统销量381GWh，同比增长18.85%；储能电池系统销量93GWh，同比增长34.32%。行业地位方面，动力电池：根据SNEResearch数据，2025年1-5月公司动力电池使用量全球市占率为38.1%，较2024年同期提升0.6个百分点。储能领域：公司可提供电芯、电池柜、储能集装箱以及交流侧集成系统等储能解决方案，可用于公用事业储能、工商业储能及数据中心储能等。根据鑫椤资讯数据，2025年1-6月，公司储能电池产量位列全球第一。2024年和2025前三季度，公司分别实现营收3620.13亿元、2830.7亿元，同比分别-9.7%、+9.3%；实现归母净利润507.4、490.3亿元，同比分别+15.0%、+36.2%。海外产能加快布局，海外储能订单不断落地：产能方面，除了在国内推进中州基地、济宁基地、福鼎基地、溧阳基地等产能建设，在国外，公司稳步推进匈牙利工厂（分两期，公司预计一期于2025年底建成）、与Stellantis合资的西班牙工厂及印尼电池产业链项目。储能出海方面，2025年上半年，公司在中东、澳洲等地斩获多个GWh级别大单（包括阿联酋19GWh储能项目、澳大利亚24GWh长时储能项拟对美国市场业务进行调整。公司拟与控股股东CSIQ新设合资公司M、N，公司持股24.9%，CSIQ持股75.1%。公司M将从事美国光伏业务，包括运营美国的光伏电池片及组件工厂；公司N将从事美国储能业务，包括运营美国储能电芯、电池包及储能系统制造工厂。M、N将通过租赁方式展开运营。同时，公司还拟将在美国之外，但供应美国的海外工厂THX1、SSTH、GNCM进行重组，公司持股24.9%，CSIQ持股75.1%。公司将获得一次性股权转让对价3.5亿元，且可以享有后续美国业务24.9%的持续股权收益及回收前期投资。美国光储市场空间大、盈利好，出口壁垒高。美国是全球第二大光伏市场，电力市场机制成熟；跟光伏协同共生的储能业务因可以参与多重服务，商业模式清晰，投资回报高，也处于快速爆发期。美国光储市场空间大、盈利能力好，主要得益于IRA相关补贴加持，其中包括下游的投资补贴以及本土制造补贴。但受到双反及关税影响，国内企业对美出口贸易壁垒高；同时，在OBBBA法案限制下，进一步压缩了国内企业通过在美建厂供应的路径。业务调整后，公司美国产能具有稀缺性。公司此次针对美国市场的业务调整，主要是针对OBBBA的合规，保障在美产能以及下游客户的税收抵免。控股公司CSIQ于2001年在加拿大注册成立，在大比例持有美国本土产能后，其将成为少数美国产能满足OBBBA要求的国内企业，具有较强的稀缺性。对于公司而言，一方面可以获得非美产能的一次性股权对价及美国产能的租金收益，还能够持续享有后续美国业务24.9%的持续股权收益。目前公司在美光储业务产能包括5GW电池片、5GW组件、3GWh电芯、6GWh储能集成产能，后续若公司持续加码在美产能投资，盈利弹性更高。29行业|深度|研究报告 欧洲工商储爆发进行时。2025年3月，德国联邦众议院通过一项基本法修正案，拟放宽联邦政府债务上限、通过政府债务融资提供12年期5000亿欧元的预算外基础设施专项基金，投入国防、交通、能源等领域建设，其中1000亿欧元将投入气候与转型基金（KTF）；荷兰政府公布《2024年春季备忘录》，拨款1亿欧元补贴与光伏同步部署的电池储能项目(2025-2034年实施)；欧盟批准177亿欧元国家援助计划，支持建设总容量超9GW/71GWh的储能设施，持续至2033年底，以年度付款形式涵盖投资和运营成本。欧洲各国政策支持正成为储能市场发展的关键推手。公司现有AELIO、TRENE两个产品系列的工商储能系统，功率覆盖50～125kW，电池容量涵盖100度～261度电，支持10套系统并机拓展运行，可满足工商业电站和分布式光伏电站配储的需求。欧洲户储进入去库拐点，新兴市场持续爆发。澳大利亚极端天气频发，电力价格上涨，同时政府于2025年5月推出23亿澳元户储补贴政策，旨在刺激储能需求增长；印度政府颁布强制配储，在2025年初，印度电力部面向相关可再生能源实施机构及州级电力公司颁布规定，要求光伏项目需按照10%/2h配备储能系统，旨在缓解光伏发电的间歇性问题，以及在用电高峰时段提供电力支持。印度中央电力局预计，到2032年，印度将需要411.4GWh的储能系统，未来储能装机增长较为显著。新兴市场因为电力紧缺、政策扶持等因素推动下，户储、工商储需求迎来快速增长。新能源装机快速增长带来消纳压力，容量租赁退坡叠加产业配套发展驱动下，部分省份已率先出台针对新型储能的容量电价机制。随着新能源装机和用电负荷的快速攀升，电网峰段顶峰、谷段消纳的压力逐渐凸显，而新型储能已经成为电网侧削峰填谷的重要调节手段。国家电网于2025年7月开展了新型储能度夏集中调用，截至7月，国网经营区域内新型储能可调最大电力达到64.23GW，实时最大放电电力达44.53GW，顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量。而136号文则明确取消储能容量租赁收入，当前电力现货市场价差和辅助服务收入尚不足以覆盖新型储能投资成本，因此各省纷纷将新型储能纳入发电侧容量补偿机制，加速出台相关电价政策，以保证新型储能投资经济性。优质节点资源紧缺，社会资本纷纷下场，独立储能迎来政策性抢装期。一般50~150MW的储能电站接入110kV变电站，200~300MW的项目接入220kV变电站。一方面，储能作为负荷型资源，有一定接入容量限制，例如同一220kV供电片区原则上可接入200-300MW，同一500kV供电片区原则上允许接入容量为400-800MW。另一方面，独立储能的调用情况与所接入片区的负荷水平、新能源装机情况等高度相关。此外，如果建在远离负荷或消纳中心的节点，不仅需要额外增加输配电设备、电缆等投资，还需要承担线损，经济性有所折损。因此，优质接入节点对于独立储能而言是稀缺资源，在当前容量电价政策窗口期，社会资本积极下场获取项目指标和备案。考虑到储能容量电价政策或集中在2025年下半年至2026年上半年出台，预计本轮独立储能的政策抢装期或持续至2027年。发电侧电价进入下行通道，为发电侧容量电费让出空间，储能容量电价锁定资金来源。2024-2025年以来，各地交易电价均出现一定下降，主要系煤炭价格下降、供需边际宽松。以广东省为例，广东2025年上半年中长期交易、日前现货交易均价分别为0.384、0.336元/kWh，分别同比下降15.4%、8.3%。展望2026年，随着新能源全面入市，预计批发侧电价或将持续下降，山东、浙江、四川等省份现货市场已陆续出现长时间负电价现象。在电网侧输配电费保持不变的情况下，发电侧价格下降的空间或将为各类电源的容量电费让出空间，同时还能够将空间传导至用户侧，让用户充分享受电价下降的红利。假设30批发侧电价下降8%，为了使终端用户能够享受50%的电费下降空