政策变革 - 2025年2月发布的136号文明确不得将储能作为新能源项目并网前置条件，终结行政强制配储模式[3] - 政策采取分阶段施策，对2025年6月1日前并网的存量项目采用差价结算保障收益，对增量项目推行市场竞争定价[3] - 136号文落地后触发抢装潮，2025年3-5月国内储能招标量达19.2GWh，同比激增210%[3] - 2025年3月国家能源局要求风电、光伏项目配储不低于15%/2小时，9月发布的《新型储能规模化建设行动方案》将算力设施列为储能核心应用场景[4] - 海外政策释放红利，欧盟明确2030年储能装机目标200GW，美国IRA法案对4小时以上长时储能额外补贴10%[4] 行业规模与增长 - 截至2025年6月，新型储能累计装机突破100GW，是十三五末的32倍，仅上半年新增装机达23.03GW，同比增长68%[1] - 2025年1-9月，全球储能新增装机达86GW，同比增长92%，其中国内新增41GW、海外新增45GW[5] - 根据IEA预测，2030年全球储能装机量将达1200GW，较2025年增长380%，对应市场规模超2万亿元[7] - 国内方面，2030年储能累计装机量预计达236.1-291.2GW，其中数据中心储能占比将提升至25%[7] 需求驱动 - 新能源配储作为基本盘，2025年1-9月国内风电、光伏新增装机102GW，其中6月1日前并网的项目占比68%[5] - 用户侧储能表现亮眼，广东、江苏等省份峰谷价差超1.2元/度，配套1MWh储能系统的企业年套利收益可超180万元，投资回收期缩至3.5年[5] - 2025年1-9月，国内用户侧储能新增11.3GW，同比增长230%，其中工商业占比超75%[5] - 电网侧储能向多收益模式转型，2025年1-9月国内电网侧储能招标量达9.2GW，同比增长105%，具备辅助服务能力的项目占比从30%升至55%[6] - 数据中心成为第四大需求支柱，2025年1-9月国内数据中心储能新增15.8GW，同比激增280%，占整体新增装机的38.5%[6] 技术进步与成本 - 2020-2025年，国内储能系统成本从1.8元/Wh降至约0.8元/Wh，降幅达55%，效率从85%提升至92%[8] - 锂电池占全球储能装机的82%，磷酸铁锂储能电芯价格已降至0.5元/Wh，全生命周期度电成本仅0.35元/度[8] - 阳光电源的PowerTitan 2.0方案在意大利项目中实现度电成本0.32元/度，低于当地燃煤电价[8] - 多种长时储能技术路线加速发展，全钒液流电池成本降至1.5元/Wh，循环寿命超1.5万次[9] - AI驱动的EMS系统优化充放电策略，使峰谷套利收益提升20%[9] 市场竞争格局 - 2025年1-9月，龙头企业营收增速普遍超100%，中小企业却低于30%[10] - 系统集成领域，国内市场CR5达65%，同比提升10个百分点，阳光电源、宁德时代、比亚迪的市场份额分别达22%、18%、12%[11] - 储能逆变器领域，全球市场CR5达70%，国内阳光电源、华为、锦浪科技、固德威、德业股份五家企业合计份额达65%[11] - 阳光电源上半年储能业务收入达178.03亿元，同比增长127.78%，首次超越光伏逆变器成为第一大收入来源[11] - 宁德时代储能业务营收突破200亿元，同比增长110%，订单排期已至2026年三季度[11]