核心观点与关键数据
全球储能发展回顾
巴黎协定以来，中美欧风光渗透率快速增长，2024年发电量分别达到10.0/4.4/2.7万亿kWh，占全球总发电量33%/14%/9%。过去五年，全球新型储能年新增装机规模从13GWh上升至306GWh，中国市场从3GWh增长至190GWh。储能LCOS快速下降，国内市场从强制配储驱动转为经济性驱动。
储能发展的前提条件
储能发展的两大前提条件是有需求和经济性。2025年4H独立储能电站的度电成本在0.35-0.60元区间，对比部分省份0.4元左右的现货市场峰谷价差，部分省份独立储能项目已初步具备经济性。
核心跟踪指标
- 光伏现货电价：2025年以来不断走低，说明消纳压力加剧，电力系统对储能需求迫切。
- 储能度电成本VS度电收益：LC价格下降和电力现货市场带动储能利用率提升，储能经济性的两大卡点同时突破。
未来短期变量
变量
- 碳酸锂价格：2025年三季度以来大幅上涨，可能对储能需求带来一定程度的抑制。
- 现货市场峰谷价差：绝大部分省份电力现货市场进入长周期/连续结算试运行，2026年应重点关注。
- 国内储能容量补偿：部分省份已开始探索，预计未来两年将大面积铺开，推动储能建设持续增长。
- 美国关税、OBBBA法案：2026年美国储能关税从82.4%下调至48.4%，但整体税率仍高，OBBBA法案新增外国敏感实体限制，预计2026-2027年需求可能受冲击。
- 出口退税取消：2026年光伏出口退税率降至0%，电池出口退税率降至6%；2027年电池出口退税率降至0%，短期看“抢出口”有望带来出货量抬升。
- 欧洲创新机制：英国Ofgem长时储能收益保障机制，意大利MACSE储能容量采购机制，推动多个大型储能项目启动。
- 电网接入能力：英国可再生能源项目并网等待时间过长，提出800亿英镑的能源网络总投资预算，电网排队并网机制改革。
- 储能应用拓展：算力中心、超充网络、离网微网等增量应用场景均有望带来庞大的储能需求。
长期趋势
能源转型是第一驱动力
主要国家均上调新一轮国家自主承诺目标，预计全球风光储年新增装机峰值将出现在2035年左右，储能年新增装机峰值有望超过1.5TWh，距离装机天花板还有8.6倍成长空间。
人工智能带来新增量
AIDC对储能的拉动分两方面：一是AIDC新一代供电架构标配储能，二是通过光储为AIDC提供7*24h持续供电。美国AIDC供电存在较大缺口，光储有望填补部分需求。人工智能带来的储能增量需求，有望将储能2024-2035年复合增速从21.3%提升至24.0%。
研究结论
- 储能产业政策及电力市场政策波动风险、产业竞争加剧风险、国际贸易摩擦风险、原材料价格波动风险、电力系统模型测算偏差风险。
- 储能行业成长轨迹明确，前景可观，2024-2035年全球储能新增装机CAGR约21.3%。
- 人工智能带来的新增需求将进一步提升储能长期天花板。
