培训课件：绿色贸易背景下中国储能行业的国际市场机会

2026

年4月绿色贸易背景下储能行业的国际市场机会核心结论全球绿色国际贸易格局正在重构，能源产业已成为贸易规则演变的核心驱动力。欧盟CBAM等绿色法规实施后，碳足迹管理等成为产品出口强制门槛。储能从“配套设备”升级为新能源体系和绿色贸易中的“基础设施型能力”，是支撑可再生能源并网、满足碳减排等需求的关键抓手，各国及头部企业正加速推进能源全链条绿色化，及向供应链共生转型。全球新型储能（以下简称“储能”）市场呈多极分化，中国从“政策驱动”转向“市场驱动”，成为领跑者，新技术和新增装机量均占全球主导。亚太（不含中国）供应链外溢与政策推动并存，日、印、东南亚成三极，长时化与技术路线多元；北美受多因素驱动爆发，产、装量快增，本土与中企供应链深度融合；南美政策创新等下增量爆发，智利、巴西等国有突破；欧洲受能源危机和碳规则加持成增长核心，技术等要求高；非、澳重基础供电及“光储微网”高潜力场景，基础弱但空间大。全球储能产业链价值高度集中于上游，中国凭借电芯技术和全产业链协同形成显著成本优势。2025年中国系统均价远低于欧美，全球产能及核心材料主导地位强化。技术聚焦大电芯升级、长寿命及多路线并行。中游集成、EPC创新降本增效，下游源网侧为主，工商业等储能成新增长点。头部企业全栈布局、自研技术，巩固集中度、筑竞争壁垒。绿色贸易背景下，储能已成为绿色金融与海外贸易创新的关键节点。储能优化企业碳足迹与能耗结构，助力满足国际碳核算新规，实现减排数据“可计量、可追踪、可核验”，提升产品环境竞争力。中国依托创新金融组合，通过多种方式增强全球化协同能力。企业正加快从单一产品出口向多类服务输出转型。2030年前储能行业将沿“三大主线”演进：一是以大容量、长时化为核心的系统技术持续升级，应对AI数据中心爆增和全球电网重构；二是本地化合作与跨境合规成为国际扩张“门槛”，头部企业加快布局海外产线、低碳标准和服务能力输出；三是新兴市场政策不断创新，绿色金融、产能合作以及多层级国际标准构建正在重塑产业格局。中国储能依靠超大内需与全产业链协同盘活全球市场，逐步从制造主导向绿色解决方案及“低碳基础设施输出”进行全方位升级。重要提示本报告主要围绕储能行业赋能绿色贸易话题展开。广义储能所包括的抽水蓄能等技术，目前阶段和国际贸易关联性较低。而新型储能市场超过90%市场为电化学储能，且电化学储能目前和绿色贸易的相关性最强。故本文所述储能行业，主要是指新型储能行业内的电化学储能行业。正文不再赘述该概念界定。C

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E01绿色国际贸易发展大背景能源产业的核心驱动与规则演变2015年以来，全球气候治理的主线已经从“减排共识”逐步转向“贸易规则重写”。《巴黎协定》最初构建的是一个以国家自主承诺为核心的合作框架，但进入2024-2026年后，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式征收、电池护照落地、供应链尽调与碳足迹披露趋严，意味着绿色规则不再停留在倡议层面，而开始演化为影响产品能否进入目标市场的强制性准入门槛。在绿色贸易背景下，储能已从单纯的“配套设备”升级为“基础设施型能力”

。其核心功能包括支撑高比例可再生能源并网，响应《新电池法案》的合规要求，以及通过环境属性（绿证、碳交易）提升出口产品的绿色竞争力

。国际龙头企业（如苹果、谷歌等）将减排要求深度嵌入采购体系，能源企业与制造企业从购售电关系演变为碳管理共生关系。全球绿色转型浪潮碳

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塑国际贸易、碳排放与碳中和传导关系示意SECTION

01从议题到共识全球气候变化已从科学议题演变为政治经济博弈的核心。自1992年《联合国气候变化框架公约》签署以来，国际社会历经《京都议定书》《巴黎协定》等里程碑式协议，逐步形成以碳中和为目标的全球共识。截至2026年，全球已有130多个国家提出碳中和时间表，覆盖全球90%以上的碳排放量。这一共识推动国际经贸规则加速重构，绿色贸易成为全球经济治理的新范式。国际贸易•••规模效应结构效应技术效应•••要素禀赋生产技术东道国市场碳排放责任认定全球治理全球生产消费活动产业转移••进口内涵碳贸易内涵碳SECTION

02机制形成碳排放碳泄露碳减排欧盟、美国、中国等主要经济体通过碳市场、碳税、绿色补贴等政策工具，

高碳产业转型。••温室气体过量排放森林面积减少贸易政策气候政策气候变化欧盟碳边境调节机制

(CBAM)••极端天气多发贸易成本上升要求进口商按欧盟碳价补足生产国与欧盟的碳价差，产业链上下游协同减排。碳中和数据：嘉世咨询综合研究整理绿色贸易规则体系构建标

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级绿色贸易真正的转折点出现在2024-2026年。此前绿色议题更多表现为ESG倡议、信息披露、绿色标签等“软约束”；而从2026年起，绿色规则开始系统转向“不合规即受限、不透明即失单”的硬约束阶段。此前：软约束阶段2026起：硬约束阶段ESG倡议、信息披露、自愿不合规即受限、不透明即失单绿色标签最具标志性的事件是欧盟CBAM进入正式征收阶段。2026年1月1日，欧盟碳边境调节机制结束过渡期并进入实质性实施阶段，进口商需就钢铁、铝、水泥、化肥、电力和氢等产品的隐含排放承担财务义务，其本质并非单纯环境政策，而是通过使进口品承担与欧盟本土相近的碳成本，来防止“碳泄漏”并保护本土产业竞争力。《巴黎协定》达成2015年多国密集提出碳中和目标2018-2023年欧盟CBAM进入过渡期2023年10月全球气候目标形成，强调NDC与五年更新机制气候目标国家化、产业化开始申报隐含碳排放以政治共识为主，约束偏软。减排开始嵌入产业政策与投资逻辑企业从“无需申报”转向“必须报数”CBAM正式实施电池护照正式成为进入欧盟的重要条件2026年1月1日2027年起财务义务落地，碳成本显性化强制追溯碳足迹、材料成分、回收与供应链信息高碳产品出口成本上升，贸易流向重构欧盟电池法规、2024-2025年绿色规则成为产业准入门槛碳足迹声明等细则推进从单一排放走向全生命周期约束电池、储能、新能源链条进入重点监管区能源产业绿色化核心诉求清

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易在绿色贸易背景下，能源产业绿色化的首要诉求，已不再局限于传统意义上的节能减排，而是直接关联全球贸易竞争力与产业安全。一方面，能源供给侧的去碳化（风电、光伏、氢能）已成为降低贸易产品碳强度的唯一路径。另一方面，绿色贸易要求穿透式溯源。这不仅要求能源生产本身是绿色的，还要求其上下游设备的制造过程符合环保标准，保持供应链可持续性。当前全球绿色供应链的主导力量，正在由政府规则与链主企业共同构成。苹果、谷歌、微软、亚马逊等国际龙头企业已将清洁能源消费与供应商减排要求深度嵌入采购体系。这意味着，未来能源企业与制造企业之间的关系，也将从传统购售电关系，演变为共同完成供应链碳管理的共生关系。主要跨国企业绿电与脱碳目标目标年份供应链和产品100%碳中和直接制20302025供应商若无法提供绿电与碳数据，订单获取能力将下降数据中心与硬件供应链同步面临低碳要求造供应链100%可再生电力实现100%清洁电力使用2030数据中心全天候无碳运行不仅要求年度绿电匹配，更要求时段级低碳供能能力云计算、物流及硬件供应商承压加大逊康20302030实现100%可再生能源（已提前于2023年实现）供应商生产环节100%使用可再生能源电子制造链条绿电采购外溢明显数据：嘉世咨询综合研究整理储能绿

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者储能已经从新能源体系中的“配套设备”上升为绿色贸易时代的“基础设施型能力”，是关键赋能者与规则响应者。其作用不再局限于平滑新能源出力、削峰填谷，而是同时承担三重功能：储能赋能绿色贸易的三重功能12支撑高比例可再生能源并网，平衡电力供需，提升电力系统灵活性与稳定性功能维度具体作用对绿色贸易的含义平滑风光波动、削峰填谷、调频调峰、备用电源、缓解阻塞提升绿电供给稳定性，降低弃风弃光和负电价冲击系统支撑调节规则合规支撑是响应欧盟《新电池法案》等绿色贸易规则，对电池产品全生命周期碳足迹、回收责任和数字追溯提出系统化合规支撑降低电池生产和使用环节碳排放，支撑碳足迹核算、数字护照和回收体系满足欧盟《新电池法案》等涉碳规则要求，增强出口合规能力绿色属性增值3与绿电交易、绿证、碳市场协同，提升可再生能源消费比例与环境属性变现能力增强出口产品绿色标签和供应链韧性，服务RE100、ESG与碳关税应对与绿证、绿电交易、碳市场逐步联动，成为企业提升出口产品绿色属性、增强供应链韧性的重要抓手CHINA'S

ENERGY

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INDUSTRY:INTERNATIONAL

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UNDER

GREEN

TRADE02全球储能市场现状与七大区域展望中国从“政策驱动”转向“市场驱动”

领跑全球

。亚太、北美、南美等市场受政策红利、电网需求和技术外溢差异化驱动（如美国IRA法案补贴、智利专项拍卖等），形成“本土需求-供应链协同-规则适配”的区域增长模型，凸显储能从单一设备向基础设施型能力的全球渗透。2025年电池储能系统（BESS）全球新增装机约300GWh，中国约173GWh，全球占比超过50%，北美约44GWh，全球排名第二。中国市场2025年起强制配储政策逐步退出，市场进入价值创造爆发期

。2025年电网侧占比约80%，电源侧占比13%，用户侧占比7%。北美与欧洲市场：北美受IRA法案激励，且呈现大容量化趋势；欧洲在能源危机驱动下，户用与大储并重，德国是全球最大户储市场，英国则以大型电网侧项目为亮点

。新兴市场：亚太（除中东/中国）订单爆发，印度、日本和东南亚形成三极格局

；南美（智利、巴西）在可再生能源弃电压力下，正加速向储能创新“试验场”转变

。户储新兴市场(e.g.,

东南亚)电力缺口&输电薄弱驱动政策补贴驱动有利监管框架(IRA政策)IRA可再生能源&供应安全AI数据中心提振需求产业链最完整、成本全球最低大型化&独立储能共享储能兴起能源自控诉求高经济性&政策引导户储发达&软件竞争分布式风光配储大储多点开花户储重本土化&软件风光火配储亚洲(非中国)欧洲中国北美宁德时代、比亚迪主导高电价&购售价差户储经济性突显(澳洲)需要大量可调度储能政策推动异军突起(巴西、智利领跑)电网消纳不足&干旱水电减产政府能源拍卖推动部署驶入“快车道”(南非领头)广袤土地&充沛光照大洋洲中国企业深入布局不间断电源需求(基站)南美电气化率低&矿产丰富非洲数据：EESA研究中国储能市场概览25年是中国储能行业从政策驱动转向市场驱动的关键转折年，行业竞争焦点从单纯价格比拼转向价值创造的综合较量。随着“136号文”正式落地实施，强制配储政策逐步退出历史舞台，市场机制开始在资源配置中发挥决定性作用，行业进入更加理性、可持续的发展轨道。从装机结构来看，源网侧储能延续主导地位，工商业储能异军突起，户用储能稳步发展。2025年中国新型储能装机规模持续领跑全球，新增装机容量约173GWh，占全球新增装机的50%以上。其中，电网侧储能占比约79%，主要是独立储能电站/共享储能电站；电源侧储能占比约13%，主要是大型风光基地配套储能；用户侧储能持续崛起，但其基数小，受制于25年代理购电价格政策的调整影响，其占比提升至约7%。独立储能电站模式快速兴起，凭借灵活参与电力市场交易的优势，获得了投资者的广泛青睐。中国储能新增装机容量（GWh）2025年中国储能市场装机结构分析6004002000435346应用类型电网侧储能电源侧储能装机规模(GWh)

市场占比同比增长主要驱动因素26517310649电力市场化改革，收益模型重构，投资价值提升137.122.880%13%+113%-34%202320242025E2026E2027E2028E大型风光基地建设、电力系统调节需求中国储能市场产值（亿元）271830002000100002159峰谷价差、需量管理、负荷侧可调资源、电力保障16531105用户侧储能12.77%+53%+61%690419合计172.6100%202320242025E2026E2027E2028E数据：EESA研究中国储能行业驱动因素与技术趋势行业驱动因素方面：“沙戈荒”大型风光基地建设全面加速，为配套储能带来巨大的增量空间。这些大型可再生能源基地分布在内蒙古、甘肃、青海、新疆等西部地区，显著提升了储能套利的收益预期。新型电力系统构建对灵活性调节资源需求迫切，传统火电占比下降致系统灵活性缺口，亟需储能等灵活性调节资源填补，为储能产业创造巨大市场空间。电池技术趋势方面：

电化学储能技术路线来看，磷酸铁锂（LFP）技术路线持续占据市场主导地位，凭借优异的安全性能、突出的成本优势和成熟的产业链配套，市场份额超过95%。

大电芯技术成2025年中国储能技术发展最显著标志，其快速迭代并成行业主流。电芯容量从280Ah向314Ah等型号升级，并加速向588Ah、684Ah演进；后者应用可使20尺集装箱系统能量密度超5MWh，较传统方案提升40%-50%，占地减15%-20%，集成成本降15%-20%，提升项目经济性。中国主要省份峰谷电价差分布（元/kwh）储能电芯技术参数对比与发展演进0.950.9210.500.880.850.820.780.750.730.650.55产品类型容量规格循环寿命能量密度主要优势应用阶段第一代第二代第三代第四代280Ah9000+次9000+次350+Wh/L390Wh/L成熟稳定存量主流快速放量量产导入试产阶段广东山东江苏浙江安徽河南河北山西

内蒙古

甘肃314/320/325Ah能量密度提升15%电化学储能中磷酸铁锂电池占比最高锂离子铅酸/铅炭液流钠离子磷酸铁锂

(LFP)三元锂

(NCM/NCA)钛酸锂

(LTO)支撑5MWh+系统588Ah684Ah10000+次

410+Wh/L0.26%1.18%0.98%系统能量密度最优9000+次440Wh/L0.02%0.05%97.34%99.93%数据：EESA研究中国储能行业市场格局分析中国储能行业头部企业集中度持续攀升，全栈自研自产能力成为核心竞争力。2025年中国储能行业CR5占比超60%，较2024年提升约5个百分点，行业集中度进一步夯实。这一趋势映射出储能行业技术壁垒的快速抬升，以及市场对企业综合竞争力的更高要求。布局电芯、BMS、EMS至PACK全产业链的企业优势凸显，可更好地管控成本、保障品质、快速响应市场需求。以阳光电源、海博思创、中车为代表的头部企业，依托垂直整合战略构筑起深厚竞争壁垒，在激烈角逐中稳居领先地位。排名企业名称阳光电源新增装机GWh

国内市占业务布局光储协同、海外大单（沙特

7.8GWh）工商业储能、电网侧大型项目电网侧储能、液流

+

锂电并行全栈式解决方案、EnOS

智能平台刀片电池系统、户储

+大储全覆盖EMS

系统、电网辅助服务6260585654525048464412231816.40%12.80%10.80%9.60%8.10%7.00%5.90%4.00%3.40%3.00%海博思创3中车株洲所远景能源15.213.511.39.845比亚迪（集成）许继电气67融和元储8.2区域深耕、灵活产品策略8新源智储5.6风电配套储能、发电侧场景液冷技术、数据中心储能9科华数据4.810中天储能4.2分布式储能、工商业场景202320242025数据：

CNESA

、中电联调频辅助服务是中国储能企业重要的收益储能参与电力系统辅助服务是重要的收益，调频辅助服务市场为储能打开了新的盈利空间。电力系统调频服务分为一次调频和二次调频（AGC），储能凭借毫秒级的响应速度和精确的功率控制能力，成为最优质的调频资源。与传统火电机组相比，储能的调频响应时间仅为火电的1/100，调节精度可达99%以上，在同样的调频指令下，储能的调节效能是火电的3-5倍，这为储能参与调频市场创造了巨大的竞争优势。一次调频中，储能可在

2-30

秒内自动响应频率偏差，收益按调节电量

×

单价

×

性能系数核算，性能系数直接影响收益。典型

100MW

储能电站年均运行

300-330

天，日均调频里程

50-200MWh；山东单价

10-15

元

/

MWh，叠加系数后收益可观，部分地区已探索按调频效果额外激励。二次调频（AGC）模式成熟、多省规模化应用，总收益

=

调频里程补偿

×

综合性能系数

K

+

容量补偿。调频里程单价

8-15

元

/

MWh，储能

K

值可达

4-6，远高于常规电站的

2-2.5，收益提升显著；容量补偿各省标准不同，山东最高

330

元

/kW・年，山西、广东依次降低，为储能提供稳定收益保障。一次调频服务参数与收益测算典型储能调频项目收益构成表参数类别参数名称典型值备注性能系数增益20%调频里程补偿50%技术参数技术参数经济参数经济参数运行参数运行参数响应时间响应精度调频单价性能系数年运行天数日调频里程2-30秒自动响应95%+优于传统电源各省差异10-15元/M1.5-2.5储能优势明显依频率波动取决于需求300-330天50200MWh/100MW容量补偿30%数据：EESA研究亚太地区（不含中国）储能市场概览2025年亚洲储能市场呈现出“中国供应链外溢”与“区域政策红利”叠加的特征：区域市场根据驱动因素不同，形成了印度、日本、东南亚-中亚成清晰的三极格局：总量与增速上看：当下装机规模约占全球10%，增速略逊于北美和中国，但正处于从0到1的爆发转折点。增长极南亚极核心代表关键特征出海支撑：2025年1-9月，中国储能企业在亚洲（除中东、中国）订单量达26.21GWh，占出海总量的12.21%。头部企业大储产品基本满产，排产已至2026年上半年，显示出极高的市场景气度。政策强驱动；区域内最大需求国，确定性最高。印度高壁垒与高储备；并网慢但项目池巨大，市场正向中国企业开放。技术演进：长时化、场景化与路线多元化东亚极日本1、长时储能（LDES）趋势：区域平均时长将从2025年的2.4小时增至2034年的3.4小时。日本已出现6小时以上的长期脱碳拍卖项目，预示着能量型电芯的需求占比将持续提升。大项目突破；由点带面的新兴增长市场。印尼、阿塞拜疆乌兹别克斯坦东南亚-中亚极2、“储能+”场景拓宽：储能不再局限于发电侧配套。AIDC成为核心增量市场，专用电芯已实现稳定供货。3、充储一体化：解决电动汽车超充对电网的冲击。技术路线迭代：锂电之外，钠离子电池与全钒液流电池在亚洲长时储能市场的技术储备正加速商业化转化。数据：嘉世咨询综合研究整理亚太地区（不含中国）不同储能市场特征分析印度政策驱动

/POLICY日本市场需求

/DEMAND政策驱动

/POLICY市场需求

/DEMAND挑战与瓶颈挑战与瓶颈-2025年起光伏项目强制配储10%×2h

-光伏/风电装机125GW，需配套236GWh储能-碳中和目标（2050）-FIT/FIP补贴推动可再生能源-户用储能：独栋房屋普及，自然灾害应急需求-工商业储能：ESG驱动，套利空间显著-高电价（工商业电价全球最高）电池产业链空白

/

电网接入瓶颈

/

融资成本高（利率>10%）并网速度慢

/

储能成本高（中国3倍）-补贴540亿卢比(约45亿元)-工商业电价全球前列（峰谷差1.5-2倍）-可再生能源配额制（36%-38%）技术趋势

/TECHNOLOGY中国企业参与

/CHINESE

PLAYERS技术趋势

/TECHNOLOGY中国企业参与

/CHINESE

PLAYERS-锂电池主导-长时储能需求显现（6小时项目）-宁德时代、比亚迪供应电芯-鹏辉能源主导系统集成（Khavda项目）-长时储能试点（6小时+）-高安全性要求（UL9540A认证）-出口受限（本土认证壁垒）-松下、三菱主导市场东南亚韩国政策驱动

/POLICY市场需求

/DEMAND政策驱动

/POLICY市场需求

/DEMAND挑战与瓶颈挑战与瓶颈-泰国PDP规划、越南FIT延续、菲律宾

-光伏装机潜力大（年均日照1,800-可再生能源法案-RPS强制配套储能-严苛安全标准（UL9540A/KC认证）

-工商业电价高但增长乏力-电网侧储能为主认证周期长（4-6个月）/

融资成本高

/

本土市场规模小2,000kWh/m²）-海岛微电网（菲律宾）、偏远供电（印尼）电网稳定性不足

/

政策执行效率低技术趋势

/TECHNOLOGY中国企业参与

/CHINESE

PLAYERS技术趋势

/TECHNOLOGY中国企业参与

/CHINESE

PLAYERS-锂电池为主-“光伏+储能+微电网”一体化方案-占据70%市场份额-锂电池技术全球领先-本土企业主导（LG新能源、三星SDI）-出口依赖度高-、阳光电源、宁德时代主导东南亚政策驱动

/POLICY市场需求

/DEMAND挑战与瓶颈-阿塞拜疆：2027年前2GW风光并网-乌兹别克斯坦：中亚首个“风电+储能”项目-替代天然气发电，提升电网稳定性地缘政治风险

/本地化配套能力弱技术趋势

/TECHNOLOGY中国企业参与

/CHINESE

PLAYERS-大型独立储能项目（250MW/500MWh）-风电耦合储能模式-鹏辉能源（阿塞拜疆250MW项目）-中国EPC企业参与中亚电网升级数据：EESA研究北美储能市场现状北美储能市场在

2025年迎来高速发展新阶段，美国正式成为全球第二大储能市场。受益于

IRA

法案（通胀削减法案）的政策激励、电网稳定性需求的增长以及储能技术成本的持续下降，北美储能市场实现了量质齐升，美国户用储能电池市场需求呈现多元化、高配套、强刚需特征，叠加电网压力增大带来的备用电源需求提升，推动市场需求持续释放。装机量方面，2025年美国储能装机量约44GWh，预计2028年将达到90GWh，展现了强劲的市场增长动能。从市场产值来看，2025年美国储能行业产值约为365亿元，预计2028年将达到780亿元。北美储能渗透率区域差异明显，受政策、电价、电网条件影响。全美户储渗透率预计从

2025年10%升至

2028年22%；加州、德州

2028年有望超30%；夏威夷提升空间最大；加拿大安大略省约18%，成为重要增长点。美国储能新增装机容量（GWh）美国储能市场产值（亿元）10080604020090080070060050040030020010009078081700584804437736539330262023202420252026E2027E2028E2023202420252026E2027E2028E数据：CPIA，SolarPowerEurope，SEIA北美储能市场驱动因素解析北美市场的爆发并非单一因素，而是政策优惠、宏观电力压力与用户刚需的共振：1、光伏配套率提升：2025年美国新住宅光伏的储能配套率升至约40%，加州、德州等标杆市场配套率达15%–20%，预计2028年核心区域将突破80%。2、政策与收益机制：IRA法案提供30%投资税收抵免（延续至2032年），叠加州补贴，综合补贴力度达40%–50%。收益结构从峰谷套利向容量市场、需求响应多元化扩展。3、电力压力加剧：数据中心耗电量占比从2025年约4%升至2028年6.7%–12%，电价上涨推动套利需求。美国主要州户储市场对比分析美国主居民用电价格（美分/千瓦时）18.518州名加州配套率装机规模电价水平政策激励停电风险最大高SGIP补贴中高17.517德州第二第三较小中中无州补贴低补贴高低低16.516亚利桑那15.515最高高补贴14.514夏威夷纽约中等高中等补贴中数据：EIA，

NOAA，东吴证券研究所北美储能市场竞争格局剖析北美户储市场呈多元化竞争，企业分自产自用与品牌

+ODM两类，ODM因高性价比、灵活适配成为行业主流（特斯拉除外）。特斯拉凭垂直整合与品牌优势占约40%份额；EG4Electronics等高性价比品牌占约20%；Enphase、SolarEdge

以微逆

+储能方案深耕细分市场；FranklinWH

等新兴品牌份额稳步提升。中国供应商主导北美户储供应端，头部企业（如泽塔）通过OEM的形式，占据85%

以上份额，凭借技术、成本、交付与服务优势支撑本地品牌需求。同时，头部厂商加速本土化布局，完善组装、仓储与售后，缩短交期、降低成本，强化本地合作，本土化成为中国

ODM

厂商核心策略。美国头部品牌策略美国前十户储品牌报价(2025H2)BatterycompanyAverage

priceperkWh*Typical

battery

size(kWh)**Cost

beforeincentives市场份额核心策略核心特点Tesla$1,018$1,41913.510$13,743$14,190Tesla特斯拉垂直整合一体机（电芯+系统+变流器），品牌影响力强、产品一体化程度高，具备高溢价能力约40%约20%约15%约12%约5%垂直整合EnphaseEnergyFranklinWHEnergyStorageInc.$1,19715$17,955EG4

Electronics高性价比微逆整合APsystems$97410.27.1$9,935$8,044$16,499$13,250$11,014$14,370N/AFox

ESS$1,133$1,279$1,366$706EG412.99.7SolarEdgeTechnologiesPointGuardEnergySchneider

ElectricSigenergy一体化方案差异化15.610$1,437N/A17.5数据：

energysage，东吴证券研究所北美储能市场技术发展趋势与价格预测产品结构呈现显著的大容量化趋势，20kWh以上产品占比持续攀升，全屋备电+光伏高比例消纳成为核心需求，推动高容量产品渗透率提升。2025年，20-29kWh容量产品占比约为39%，预计2028年将提升至50%以上；30kWh以上产品占比从约15%升至约25%；10kWh以下小容量产品占比则快速萎缩至5%以下，这一趋势映射出家庭电气化程度提升带来的用电量增长。技术路线迭代提速，分体机设计、液冷系统、构网型PCS成为市场核心升级方向，可适配调频调峰、需求响应和暂态支撑等多元收益场景，实现收益与产品可靠性的双重提升。其中，分体机市场占比从45%升至60%，液冷系统渗透率从15%提升至40%，可支持暂态支撑和离网运行。在规模效应与技术迭代的双重驱动下，ODM系统均价将从2025年的约100美元/kWh稳步下探至2028年的70-75美元/kWh。这主要源于电芯成本下降、供应链效率提升与规模效应增强，行业整体成本持续优化，性价比成为核心竞争要素。产品格局层面，以EG4为代表的中低端高性价比机型，市占率将从20%提升至35%以上，成为市场主流；以特斯拉为代表的高端机型市占率将降至30%以下，持续面临高性价比品牌的竞争压力，而Enphase等品牌的溢价定价策略，也为中低端ODM机型拓展了更多市场空间。表3-3：北美户储产品结构演变趋势容量区间2025年占比2028年预测变化趋势主要驱动因素快速萎缩逐步下降无法满足备电需求10%36%<5%20%性价比较低39%15%50%+25%+显著提升稳步提升主流需求区间全屋备电+电气化数据：EESA研究南美储能市场整体发展态势2025年，美洲储能市场呈现“北美稳健领跑、南美爆发式增长”的双重格局。其中，南美储能市场正步入快速发展的初期：在可再生能源弃电问题加剧、电网稳定性需求攀升及专项储能拍卖机制的推动下，该区域正从能源转型的“跟随者”，加速向全球储能创新的“试验场”转变，增长潜力巨大。南美坐拥全球最丰富的可再生能源资源之一，水能、太阳能、风能储量均位居世界前列。智利、巴西等国积极探索可再生能源配套储能模式，多个大型光储项目已进入规划与建设阶段。南美储能市场的发展，既能有效提升可再生能源消纳能力，也能为区域电力系统稳定性筑牢支撑，市场前景广阔。据拉丁美洲能源组织（OLADE）数据，截至2025年7月，拉丁美洲及加勒比地区已投运储能装机容量达2679.07MW：电池储能系统（BESS）以1680.57MW占据主导，占比高达62.73%，其中锂离子电池处于绝对核心地位；抽水蓄能装机994MW，占比37.10%，主要集中于传统水电资源富集国家；飞轮储能等其他技术装机仅4.5MW，尚处早期示范阶段。南美储能市场呈现“一超多强”的国别分布特征：智利以1105MW装机领跑全区域，占比41.2%；巴西以171.25MW装机快速追赶，作为区域最大电力市场，发展潜力突出；墨西哥（虽属北美，常纳入拉美统计）装机192MW；阿根廷、秘鲁等国则处于起步阶段。需求端，OLADE预测显示，为支撑可再生能源整合、提升电力系统稳定性，拉美地区储能需求将呈指数级增长：2030年需新增储能容量约24GW，对应投资约240亿美元；2035年需求将攀升至46GW，投资规模扩大至460亿美元。目前该地区仅约9GW项目处于运营、在建或规划阶段，与2030年目标仍存15GW缺口，发展空间广阔；在加速脱碳情景下，到2050年拉美需部署80GW电池储能系统，以支撑近1000GW新增发电容量。“一超多强”国别格局智利（领跑者）墨西哥1105

MW

(41.2%)192

MW巴西（潜力巨大）171.25

MW数据：EESA研究南美储能市场驱动因素南美储能市场的爆发式增长，源于可再生能源渗透率提升与弃电压力、政策创新、产业刚性需求的三重共振，多重驱动因素形成合力，推动市场从规划走向落地。1．可再生能源弃电问题加剧：南美洲可再生能源发电基础全球领先，但高渗透率带来严峻的电网平衡挑战。2．政策创新与专项机制推动：智利、巴西、阿根廷、墨西哥等国纷纷出台储能专项立法、启动独立储能拍卖、推出招标项目，从顶层设计层面为储能发展提供支撑，明确储能盈利模式、保障项目收益，吸引国际投资与技术合作。3、产业刚性用电需求：南美多国矿业、制造业等支柱产业用电需求巨大且对供电稳定性要求高，储能可提供稳定的电力供应，同时助力产业绿色转型，形成刚性的市场需求。国家立法/政策名称发布时间主要内容智利巴西《储能和电动汽车法》2022年底允许独立储能项目参与电力市场，明确其盈利模式（高峰期售电获得报酬），推动行业规模化发展。1.

确立储能为独立监管对象（与发电、输电、配电并列）2.

电池储能系统（BESS）进口关税降至零；3.

纳入基础设施发展特别激励机制（Reidi），2026-2030年每年提供10亿雷亚尔（约1.86亿美元）税收豁免；4.

要求分布式发电系统配套储能方可享受优惠。《第15.269号法律》2025年11月1.

要求新增间歇性可再生能源项目（光伏、风电）配储比例达30%；2.

将储能分为“电站耦合、用户侧、孤网型、独立系统”四类，明确并网标准；3.

打通储能参与国家电力市场（MEM）的制度障碍。储能系统新规墨西哥2025年3月2024年（CRE发布）1.

首次将储能定义为独立市场资源，可参与频率调节、黑启动、备用服务等辅助服务；2.

允许储能纳入输电扩容计划（限定能量/功率比≤0.5，避免套利）；3.

明确用户侧储能可“自发自用、余电上网”（需许可并使用双向电表）。储能系统纳入电网监管条例（草案）洪都拉斯1.

计划2027年前部署300MW储能系统；多米尼加厄瓜多尔玻利维亚2027年储能部署规划2023-2027年能源规划2025年2023年2024年2.

对20MW及以上可再生能源项目实行强制50%配储；3.

将电池储能纳入一次、二次调频及辅助服务市场，明确盈利模式（补偿由相关机构每年制定）。要求新建光伏项目必须配置不低于装机容量15%的储能系统，推动光储融合发展。1.

要求新建可再生能源项目配置不低于装机容量20%的储能系统；2.

储能设备进口关税从17%降至5%，本地化生产可享3年所得税减免；3.

扩大峰谷电价差（3:1），储能参与电网调度可获容量补贴。国家电力安全法（修订）1.

将储能纳入国家能源转型策略，明确其“发电调度优化与备用能力资源”的定位；2.

承认储能的容量价值（与CAMMESA签订容量合约）及辅助服务价值（频率控制、电压支援等）；3.

支持结合本地锂资源的一体化方案（如光伏+储能+锂加工）。阿根廷《2023年第906号决议》2023年数据：EESA研究南美各区域储能市场分析智利储能市场的成功得益于持续十余年的监管演进，从法律定义到运营细则，逐步构建起完善的政策体系，明确了独立储能的盈利模式，已经成为南美储能市场的领跑者，市场发展势头良好。智利正在逐步释放其丰富的光热资源潜力，2025年市场呈现爆发式增长态势，且凭借十余年的监管演进，成为南美储能政策最完善、盈利模式最清晰的国家。截至

2025年中，智利储能市场建设进度显著：已投入运营的储能项目近

1GW（超

900MW）；571

MW处于电网互联测试阶段；3.9

GW正在建设中，并形成多个典型应用案例。巴西是南美最大经济体，储能市场潜力大但尚处早期。巴西水电资源丰富，装机占总装机约60%，但出力受气候影响大，储能可补电力缺口，增强电力系统气候适应力。近年巴西分布式光伏爆发式增长，配储需求释放，工商业及户用储能市场启动，叠加可再生能源弃电率高、电网调峰需求迫切，储能市场进一步发展。智利、巴西，阿根廷、墨西哥等南美（含拉美）国加速储能布局，以招标、配储要求等释需求，成南美储能市场重要部分：1.阿根廷：2025年初启动5亿美元“Alma

GBA”招标，约700MW储能系统于2026年部署，吸引国际企业参与，推进项目落地。2.墨西哥：提2030年至少45%清洁能源目标，要求风光项目配30%容量BESS，强配储推光储、风储项目发展。巴西潜力阿根廷墨西哥水电占比美元招标风光强制配储调节需求巨大目标700MW清洁能源目标

45%阿根廷、秘鲁等国储能市场尚处起步，装机小，但凭可再生能源与政策，未来增长潜力大。数据：EESA研究欧洲储能市场分区域整体发展概况欧洲储能市场在能源转型背景下快速发展，成全球储能重要增长极。俄乌冲突引发的能源危机改变欧洲能源战略，各国加速推进可再生能源和储能建设，以降低外部能源依赖、提升能源自主安全。户用与工商业储能增长强劲，德、英、意、西等国为主要市场。该市场政策支持大、技术水平高、标准体系完善，也面临电价波动、供应链本地化要求等挑战。装机量方面，2025年欧洲储能安装量约为30.2GWh，预计2028年将达到78GWh。从市场产值来看，2025年欧洲储能行业产值约为305亿元，预计2028年将达到684亿元，增长空间超过一倍。欧洲市场对储能产品的安全标准要求严格，UL9540A、IEC62619等认证为市场准入基础，同时对循环寿命的要求更为严苛，通常要求电芯循环寿命达到6000次以上（SOH≥80%），系统循环寿命达到5000次以上。中国储能产品进入欧洲市场需完成本地化认证和适配。压等级、通信协议、消防标准等方面的调整。欧洲储能新增装机容量（GWh）欧洲储能主要认证标准适用范围电芯安全关键要求认证周期100500786548IEC62619热失控控制3-4个月3025192023202420252026E2027E2028EUL9540AIEC62477CE认证系统安全变流器安全产品合规德国标准火焰蔓延测试电气安全4-6个月2-3个月2-3个月3-4个月欧洲储能市场产值（亿元）10005000684570449电磁兼容等高于IEC283270305VDE-AR-E25102023202420252026E2027E2028E数据：CPIA，SolarPowerEurope，SEIA欧洲各区域储能市场分析德国的储能与光伏系统高度融合发展，是欧洲最大的户用储能市场，。德国户用储能渗透率居全球前列，新装光伏系统配套储能比例超过80%，同时也是全球户用储能市场的风向标，产品技术、商业模式、政策框架都具有代表性。当地储能市场以10kWh左右容量产品为主，分体机设计占主流，用户对品牌、质量和服务的要求较高。市场集中度较高，Tesla、Sonnen、BYD、Senec等品牌占据主要市场份额，本土品牌Sonnen在高端市场有较强竞争力。英国大型电网侧储能项目快速推进，成为欧洲储能市场的新亮点。英国电力市场机制相对成熟，储能参与电力市场交易和辅助服务的收益较为可观，为储能投资创造了良好的经济性基础。近年来，英国储能市场快速增长，多个大型独立储能项目进入建设和投运阶段，总体规模已位居欧洲前列。市场特点方面，英国储能市场以大型项目为主，户用和工商业市场相对较小。电力市场采用容量市场机制，储能可通过容量拍卖获得稳定收益；辅助服务市场发达，储能在频率响应、备用容量等服务中价值显著。英国政府对储能发展持支持态度，简化了储能项目的规划和并网流程，有利于项目快速落地。英国储能项目规模分布表德国户储市场主要品牌市场份额产品特点价格区间高端100MW以上50MW以下30%30%Tesla约25%Powerwall

一体化SonnenBYD约18%约15%约12%高端定位

社区共享高性价比

模块化本土品牌

服务好高端中端50-100MW40%英国市场核心驱动因素123成熟的市场机制Senec其他中高端容量拍卖与辅助服务提供多元化、稳定的收益流。频率响应需求储能电站在维持电网稳定性中发挥显著的技术价值。约30%多元化选择分散政策利好支持政府简化规划与并网流程，加速大型项目落地投运。数据：EESA研究非洲储能市场分区域整体发展概况非洲储能市场尚处起步阶段，却在特定场景有独特价值。非洲电力可及率全球最低，约6亿人无稳定供电，催生“储能+分布式光伏”刚需，主要应用于偏远地区离网供电、通信基站备用电源等场景，这类场景缺电网或电网不稳、用电集中、用户支付力有限，要求储能方案高可靠、长寿命、易维护、低成本。该市场需求刚性、潜力巨大，但也面临电网基础弱、投资回收期长、专业人才缺等挑战。南非是非洲储能产业发展较快的市场，电力短缺正持续催生户用及工商业储能需求。南非国家电力公司Eskom深陷发电能力不足、设备老化、运维不善等困境，负荷限电已成常态，2023年部分区域累计停电时长超200天。严峻形势下，居民与企业纷纷寻求自备电源，“光伏+储能”系统成为首选。中国储能产品在此市场竞争力强劲，、阳光电源、比亚迪等品牌已建立广泛市场认知。南非储能市场特点分析社区微电网维度现状趋势主要挑战20%偏远地区离网供电快速增长持续扩大支付能力有限35%稳步发展较少需求释放开始规划电价不确定性政策待完善基础薄弱工商业电力保障20%依赖进口本地化尝试通信基站备用电源25%数据：EESA研究大洋洲洲储能市场分析澳大利亚储能市场在2024-2025年实现爆发式增长，成为全球储能市场的突出亮点。截至2025年9月，澳大利亚已超越英国，成为全球第三大公用事业级电池储能市场（按装机容量计），仅次于美国和中国。"容量投资计划"（CIS）是澳洲政府推动储能发展的核心政策工具：政府通过锁定年度收益区间的长协方式激励投资；目标是到2027年撬动32GW项目（23GW风光+9GW储能）装机数据方面，2024年9月底至2025年9月底，澳大利亚国家电力市场（NEM）有约2.94GW/6.48GWh的储能项目进入试运行阶段，展现了极高的市场活跃度。截至2025年9月底，NEM中已并网（含试运行）的公用事业级储能装机总容量达到近4.4GW/8.4GWh。预计到2027年，澳大利亚四大州的累计储能装机容量将超过12GW，较2025年实现翻倍增长。澳大利亚储能市场爆发式增长是多重利好叠加的必然结果：1.能源转型目标是根本驱动：当地有明确降碳、提可再生能源发电占比目标，煤电机组将大量退役，腾出市场空间。2.电力市场机制是关键：NEM纯电量市场设计创造盈利空间，极端价差带来套利机会。图7-1

澳大利亚储能装机增长曲线澳大利亚电力市场特征与储能价值1412108极端价差波动剧烈半节点电价上限约20,000澳元/分钟结算周期约倍价差套利单日收益超

万澳元/分钟级捕捉价差6快速响应价值高降低选址复杂度42州统一定价不需精确定位节点020232024202520262027年份数据：EESA研究CHINA'S

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TRADE03储能产业链全景价值分布与成本重构储能系统价值高度集中于上游环节，电芯作为系统“心脏”占据了总成本的55%以上

。中国储能企业凭借技术领先和全产业链协同，构筑了显著的系统成本优势

。当前技术演进以“大容量”为核心，300Ah+电芯已成主流并加速向500Ah+、600Ah+及10000次以上长寿命迭代，推动行业从单纯价格比拼转向全生命周期价值竞争。技术架构与成本拆解：电化学储能在储能市场占比超90%。其中电芯占成本55%以上，PCS（17%）和BMS/EMS（12%）为辅。大电芯容量向500Ah+升级，能量密度提升40%-50%，推动系统经济性优化。全产业链协同：上游（材料、电芯）决定性能与安全，中游（系统集成、EPC）整合价值，下游应用以电源侧为主力，数据中心成为新增长极。中国凭借完整产业链实现成本领先。全球市场数据：2025年全球储能新增装机约300GWh，中国占比超50%领跑；产值2282亿元，预计2028年突破5000亿元。宁德时代、比亚迪等头部企业出货量年增超50%，主导全球供应。储能系统的技术架构与成本拆解现代储能系统主要以电化学储能为主，当前市场占比超90%，其技术架构可分为四大核心系统（电池系统、变流系统、辅助系统、能量管理系统），各系统协同实现电能的存储、转换、传输与优化调度。整体架构遵循“分层模块化”设计，从底层电池单元到顶层能量管理，逐层实现功能集成与性能优化储能系统成本主要由电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和温控、结构件等组成，其中电池为最大成本项，通常占总成本的55%以上。除电芯外，PCS占比约17%，BMS与EMS合计占比可达12%左右，温控系统及结构件等为剩余部分。随着行业发展，成本结构中非电芯环节已基本实现大规模标准化生产，降本空间正逐步缩小，未来核心竞争力将进一步集中于电芯环节的技术创新和规模化优势。

整体看，中国成本较为领先。（73美元/kWh

vs美国219美元/kWh）。控制信息储能变流器能量管理系统(PCS)(EMS)储能系统成本构成2024状态信息EMS3%温控设备BMS9%直流充电直流放电控制信息3%10%14%9%12%24%PCS17%43%21%控制信息状态信息电池67%电池管理系统55%电池组(BMS)其他电池组储能变流器其他13%正极材料负极材料其他电池管理系统电池储能系统电解液数据：浙商证券研究所、Bloomberg

NEF、领益智造公告数据：嘉世咨询综合研究整理储能系统全产业链拆解新型储能系统主要以电化学储能为主，当前市场占比超90%，其技术架构可分为四大核心系统（电池系统、变流系统、接网系统、能量管理系统），各系统协同实现电能的存储、转换、传输与优化调度。整体架构遵循“分层模块化”设计，从底层电池单元到顶层能量管理，逐层实现功能集成与性能优化。分具体产业链环节来看：上游是储能系统的“心脏”，决定了系统的性能、成本与安全性，主要包括储能电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）四大核心设备，以及正极、负极、电解液、隔膜等关键原材料。中游是将上游设备整合为完整储能系统的环节，是价值分配最集中的环节，也是技术迭代最快的部分。该环节主要包括系统集成（将电池、PCS、BMS、EMS组装成储能系统）、EPC工程（设计、施工、调试储能电站）。下游是储能需求的，主要分为数据中心及通信、电源侧、用户侧三大场景，其中电源侧是当前的“主力市场”，数据中心及通信是未来的“增长引擎”。储能产业链示意图上游中游下游电池材料电池制造终端应用数据中心及通信侧电芯数据中心通信侧⚬正极材料

/

正极板⚬负极材料

/

负极板⚬隔膜商业及工业用途住宅用途用户侧+电池组⚬电解质电源侧发电侧电网侧⚬....储能系统电力储能侧数据：双登集团聆讯后资料集、弗若斯特沙利文全球储能行业市场分析全球储能行业正加速从“政策驱动”向“市场规模化+技术迭代”双轮驱动阶段演进。从装机规模看，2025年被定义为全球储能行业“爆发元年”，当年电池储能系统（BESS）新增装机量约300GWh，同比增幅超60%；2026年这一指标有望突破434.4GWh，延续高速增长态势。从区域分布看，中国作为全球最大储能市场，2025年装机量占比将达53%，持续领跑全球。产值层面，2025年全球储能产业总产值预计为2282亿元，2026年将攀升至3089亿元。中国同样占据绝对主导地位，其产值贡献超全球市场半数以上，成为推动行业扩张的核心引擎。全球储能新增装机容量（GWh）全球储能市场产值（亿元）中国419美国330377365480700780欧洲283270305449570684中东101149181218363399亚非拉35总计116815082282308941755038中国美国欧洲中东亚非拉总计202349261974.2105.22023202410617326534643539445881902530.24814253545523.128187.1300.2434.4574.8700.22024690212025202511051653215927183262893834572026E2027E2028E28.437.845.22026E2027E2028E6578数据：CPIA，SolarPowerEurope，SEIA中国储能企业出海情况中国储能企业凭借技术领先、成本优势及产业链协同，占据了全球储能市场的主导地位，为全球能源转型提供了关键支撑。中国储能企业出口的产品以锂离子电池储能系统为核心，涵盖大型电网级、工商业、家用等全场景，同时延伸至钠离子电池、PCS、BMS等核心组件，其中储能电池与变流器是核心出口产品。储能电池：2025年我国储能电池出口规模为115.3GWH，约占全球装机量的35%。变流器：2025年我国变流器全年出口金额为90.22亿美元，约占全球产值26%。全球储能主流厂商以中国企业为主我国近年储能电池出口情况我国变流器单月出口金额-亿美元出口规模-GWH3503002502001501005014121089.1

9.18.88.38.48.17.77.16.86.36.164.542002023202420252030E1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月2023

2024

2025数据：EIA、东吴证券研究所数据：海关统计数据平台CHINA'S

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TRADE04绿色贸易背景下储能行业的核心机遇储能使绿色贸易的碳减排数据可信度更高，更易金融化，更具变现能力储能通过充放电调节实现电力时空转移，解决了风光绿电的时空错配，让绿电从“名义购买”转化为“物理溯源”的实际消纳

。在绿色贸易体系中，储能使减排过程具备“可计量、可追踪、可核验”的高可信度数据资产属性，帮助出口企业应对欧盟《电池法》等严苛的碳核算要求

。此外，储能正从单一设备投资品升级为“金融化规则嵌入与碳足迹管理：储能绿色金融创新：储能项目成为“”中枢作用：储能储能。中国核心优势：超大规模内需决方案出海。储能与绿色国际贸易从

产

品

到

规

则

的

双

重

嵌

入绿色贸易正推动储能从“成本效率型设备”升级为“规则适配型资产”与“跨境低碳基础设施”。2026年后，储能竞争将从电芯成本、系统集成等传统维度，延伸至碳足迹核算、绿电直连、绿证获取、跨境标准互认、绿色金融可得性等制度能力。谁能率先将产品、项目与交易结构嵌入绿色贸易规则，谁就能获得高端市场准入权、低成本融资优势及海外订单确定性。中国企业已从被动适应转向主动布局，成为全球绿电规则的“参与者”。国内储能标准体系加速完善，核心绿证制度形成“核发-交易-应用-核销”全生命周期闭环，并被国际RE100倡议纳入认可清单，企业采购国内绿证可直接计入全球可再生能源目标，无需额外证明。2026年绿证新规进一步明确储能与绿电的环境权益绑定逻辑：独立储能放电电量不再核发绿证；配储项目若未分别计量，按“上网电量扣减下网电量”原则核发。这意味着储能本身无法凭空创造绿色属性，必须与可再生能源发电、直连消纳及清晰计量体系结合，才能保住或放大环境权益。未来有价值的不是“孤立储能”，而是与绿电生产、消费和物理溯源绑定的储能系统。中国企业参与国际绿电/碳规则统计表(截至2026年Q1)规则名称核心逻辑与机制中国企业参与现状(2025-2026)RE100100%可再生能源消费承诺，强调环境权益的唯一性。270家成员企业在中国市场采购绿电。SBTi(科学碳目标)I

REC(国际绿证)EUCBAM(碳关税)国内绿证(GEC)基于气候科学的减排路径设450家企业通过验证，同比增长228%。定，涵盖范围1/2/3。全球通用的离岸绿证标准，过去是中国出口企业的首选。全面退场。2025年3月31日后停止新项目注册。对进口高碳产品征收边境调节税。实质性征收阶段(2026)。涵盖钢铁、铝、化肥等。核心支柱。国内唯一环境属性凭证，对接国际规则。交易爆发。2025年交易量达9.3亿个。数据：欧盟委员会(EC)、SBTi、国家能源局(NEA)、I-REC储能赋能出口企业碳足迹管理的核心机理4.24.2.1

从“绿证”到“直连”储

能

让

绿

电

真

正

可

用

、

可

证出口企业碳足迹下降的第一前提，是生产环节使用的电力结构更绿。但长期以来，绿证只解决了绿电“环境属性”的交易问题，却存在时空错配，风光电源具有显著波动性和间歇性企业可能在白天购买光伏绿证，但实际用电发生在深夜，其消耗的依然是火电，这在应对更严格的碳核算（如欧盟CBAM、RE100）时显得力不从心。在实际经营中，储能通过充放电调节实现电力时空转移，把“瞬时发出的绿电”转化为“生产时刻可调用的绿电”，这是其进入碳足迹管理核心链条的起点。储能的赋能机理正在变化：过去储能主要提升新能源并网能力，未来储能更重要的作用是提高绿电的可交付性、时间匹配度和物理可溯源性，从而帮助用能企业完成消纳权重考核、出口碳核算和绿色采购承诺，尤其在数据中心、电解铝、钢铁、化工等高耗能行业，绿电直连模式兼具成本和合规双重优势。国际市场对“绿电直连”认可度显著高于单独购证，出口型企业因此更倾向于在生产基地周边配置源网荷储一体化系统。源网荷储一体化系统示意图储能实现风光电源时空转移逻辑图可再生能源&工业发电侧工业园区负荷&终端应用存能释能能源生成热需求供给端

(白天)需求端

(深夜)控制系统光伏/风电在

12:00达到发电峰值，产生大量富余绿电太阳能光伏工厂生产线企业在

23:00仍有高额负荷需求，通过ESS

获取真实绿电风力发电场（异地）建筑气候控制（屋顶热泵）智能电网和管理层ESS

储能系统（屋顶/地面）（暖通/机械/电子）数字基础设施工业余热回收STORAGE

CENTER吸纳过剩电能按需稳定释放电力流动多元化储能阵列•瞬时绿电

(波动剧烈)•可调用绿电

(持续稳定)发电高峰≠用电高峰，导致

12:00电力浪费，23:00

依赖火电绿电跨时空平移，变为全时段、平稳、物理意义上的真实绿电锂离子电池（集装箱式）飞轮储能（地埋式）全钒液流电池（储罐式）数据：嘉世咨询综合研究整理储能接入碳足迹数据库，放大绿色贸易乘数效应绿电是降低碳足迹的关键，而精准的计量与核算体系则是确保降碳成效获国际认可的基础。随着全球"双碳"进程加速，碳足迹已成为国际贸易的"绿色通行证"。欧盟《电池与废电池法规》（2023年生效）明确要求：2024年7月起动力电池及工业电池须申报碳足迹，2027年需满足碳足迹限值。我国绿证新规（2025年3月征求意见稿，2026年1月实施）规定：配备储能的可再生能源项目须对发电与储能设施分别计量，且储能放电电量不核发绿证。这些规则的核心在于将储能从"模糊混同的系统组件"升级为"独立核算的数据节点"。对出口企业而言，这要求必须拆分发电、充电、放电、自用、上网等全链条，才能使产品碳足迹中的电力因子具备高可信度，通过第三方核查。储能的价值不在于创造新减排量，而在于使减排过程可计量、可追踪、可核验。储能接入碳足迹数据库后，通过降低碳成本、提升品牌溢价来实现绿色贸易的“乘数效应”。一方面，通过碳足迹数据库提供的精准数据，企业可避免“默认排放”，直接降低碳关税成本。另一方面、宝马等终端企业已建立碳管理云平台，要求供应商提供标准化碳足迹数据，企业可以提供自身“碳账”切入高端产业供应链。储能：精准计量推动碳足迹管理与绿色贸易全球背景与政策驱动欧盟电池法规

(2023)我国绿证新规

(最新)申报碳足迹征求意见稿核心转变：申报碳足迹储能从“模糊系统组件”升级为“独立核算数据节点”→使产品碳足迹中的电力因子具备高可信度。并广泛引入第三方核查。绿色贸易的“乘数效应”2.提升品牌1.降低碳成本（终端企业建立碳管理云平台

→切入高端产业供应链）（避免“默认排放”，降低碳关税成本）数据：嘉世咨询综合研究整理储能通过虚拟电厂参与碳资产交易增厚收益储能作为新型电力系统的核心调节资源，其环境价值（减少碳排放）尚未在传统收益（峰谷套利、调峰补贴）中得到充分体现。虚拟电厂（VPP）作为整合分布式储能、光伏、可控负荷的平台，通过电碳耦合（电力市场与碳市场协同），可将储能的减排量转化为碳资产，实现收益增厚：1、资产聚合：

储能单体尤其是工商业储能、户用储能规模小且分散，难以达到碳市场交易门槛（如CCER通常要求较大的减排规模）。VPP通过数字化平台将分散资产聚合，形成规模效应，降低参与碳市场的交易成本。2、减排属性识别：

储能本身不产生能源，其碳减排价值于“替代”与“消纳”，一方面在新能源大发时充电，将原本会被浪费的绿电存储并转移至高峰期使用，直接减少了火电出力；另一方面，在电网尖峰时刻放电，替代了边际排放因子最高的“燃气/燃煤调峰机组”。3、价值货币化：

VPP利用精密算法实时监测储能充放电状态及对应时段的电网排放因子，将减排量核证为碳信用（CCER）或通过绿证（GEC）在市场上出售。实施落地路径：从“接入交易”到“能碳变现”1.摸清“家底”2.明确“目标3.选好“装备””分布式光伏、储能、可调负荷、充电桩市场化盈利/用能成本下降AI大预测能力/智能终端/物联完成可聚合资源盘点与调节特性评估（响应速度/时长/成本）以提升消纳/可靠性/盈利/成本下降为目标，倒推方案设计部署智能终端+物联+小型VPP平台+能碳模块，强化AI预测能力”园区≥60%分成示例需求响应、辅助服务、现货套利、绿电/绿证/碳并网规定

市场交易规则

平台运营商注册认证“源网荷储+能碳”综合示范制定分成策略，保障业主原收益不变、新增收益共享完成市场交易规则与运营商注册，打通合规入市路径吸引可调资源接入，打造综合示范，做大聚合规模与交易议价能力数据：嘉世咨询综合研究整理储能驱动绿色贸易金融与服务模式创新储能正从单一设备投资品，升级为绿色贸易体系中的“金融化资产”与“服务化接口”。核心变化并非电芯或系统集成技术本身，而是储能项目已具备可量化碳减排、可认证绿色属性、可证券化现金流、可跨境交易环境权益四大特征，成为绿色贷款、可持续发展挂钩贷款（SLL）、碳中和债、碳配额质押融资及绿证与跨境碳服务平