从政策驱动到全球竞逐 多项有利因素驱动储能行业快速发展

前言：

中国储能产业正经历从政策驱动到市场引领、从国内主导到全球竞合的深刻转型。作为支撑能源革命与新型电力系统的关键环节，行业在实现装机规模全球领先的同时，也步入机遇与挑战并存的新阶段。

国内方面，自2015年电改破冰以来，储能逐步确立其在电力市场中的价值。随着“双碳”目标推进与可再生能源装机跃居世界第一，储能已成为提升电网稳定性和消纳能力的必要基础设施。政策持续加码推动产业规模化发展，而AI数据中心等新兴需求正开辟增长新空间。

出海已成为储能行业最大亮点，中国企业凭借产业链优势在国际市场加速拓展。然而，激烈的价格竞争已从国内蔓延至海外，同时欧美等市场通过本地化法案构筑起新的贸易与技术壁垒，使得国际化之路从市场拓展升级为体系竞争。

1、“电改9号文”颁布，为储能行业创造明确的应用场景和价值实现途径

2015年是中国储能产业发展的重要政策起点。当年发布的“十三五”规划建议首次明确将储能与智能电网、分布式能源共同列为发展重点，为行业奠定了明确的政策基调。与此同时，新一轮电力体制改革以标志性的《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文）为纲领全面启动，其核心在于“管住中间、放开两头”，即有序放开竞争性环节电价、向社会资本开放配售电业务，旨在构建多元化的电力交易市场。

此前，储能技术虽已在电力系统多环节得到验证，但大规模应用始终面临技术成熟度、成本以及尤为关键的是——市场化机制缺失的制约。而新一轮电改通过引入竞争、放开市场，直接激活了需求侧响应、辅助服务等领域的市场活力，为储能创造了明确的应用场景和价值实现途径。

数据来源：《2024年度中国电力市场发展报告》

2、新型储能快速增长，装机规模跃居世界第一

广义储能包括电储能、热储能和氢储能。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等；其他储能技术包括电磁储能（超导储能和超级电容）、氢储能（碱性电解、PEM电解和SOCE电解）和热储能（熔融盐储热）等。而近年来，随着锂电池全产业链降本及商业化探索，以锂电储能为代表的新型储能快速增长。中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据显示，截至2024年底，全球新型储能累计装机规模首次突破百吉瓦，达到165.4GW/381.7GWh，增速高达81.1%/87.3%。

根据国家能源局发布的《中国新型储能发展报告(2025)》显示，截至2024年底，我国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时。不仅远超2021年提出的2025年达到3000万千瓦以上的目标。也意味着，仅中国的装机规模占据全球总装机量的比例就超过了40%，新型储能规模跃居世界第一。

数据来源：观研天下整理

数据来源：EESA，观研天下数据中心整理

也就是在2024年，“发展新型储能”被首次写入政府工作报告。新型储能技术的重要性被再次抬升，其在调节新能源为主体的新型电力系统的关键作用已成共识。2025年2月，《新型储能制造业高质量发展行动方案》提出，面向中短时、长时电能存储等多时间尺度、多应用场景需求，加快新型储能本体技术多元化发展。加快锂电池等成熟技术迭代升级，推动超级电容器、铅碳电池、钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关，发展压缩空气等长时储能技术，适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求开发多类型混合储能技术。

同年，国家发展改革委、国家能源局9月份发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富。

2024-2025年9月我国国家层面重要的新型储能政策文件和简要内容

资料来源：观研天下整理

3、储能是推动可再生能源大规模应用的关键技术

然而储能行业快速发展的因素也体现着国家对光伏、风电产业支持力度的变化。2020年9月22日，我国在第七十五届联合国大会上明确提出力争2030年前实现二氧化碳排放达峰、2060年前实现碳中和。在此背景下，我国风电、光伏等新能源产业快速发展，我国原本的能源结构正在发生变化，煤炭消费比重由2020年的56.8%下降到2024年的53.2%，非化石能源消费比重由15.9%提高至19.8%。数据显示，截至2025年6月底，可再生能源装机达到21.59亿千瓦，占我国总装机量的59.2%。可再生能源装机规模全球第一、发展速度全球最快，持续保持全球新增装机的主导地位。

数据来源：观研天下整理

不过，由于风电、光伏等可再生能源存在天然的不稳定性——日照强弱、风力变化都会导致出力波动，甚至出现间歇性中断。储能系统通过“削峰填谷”、平滑输出、参与调频等方式，可有效提升电网的可靠性与可再生能源消纳水平。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。

储能可有效解决风电光伏规模应用的痛点

资料来源：观研天下整理

根据观研报告网发布的《中国储能行业发展现状研究与投资前景预测报告（2026-2033年）》显示，随着新能源装机规模快速扩大，配套储能也从初期的鼓励性政策，逐步转向明确要求。2017年，青海省率先对新建新能源项目提出配置储能的规定，此后全国多数省份陆续跟进，普遍要求风电、光伏项目按装机容量的10%–25%、储存时长2–4小时配套建设储能设施，推动了发电侧储能市场的快速发展。

2025年2月，《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》（发改价格【2025】136号）正式明确不得强制要求配储，标志着储能发展动力从政策强制转向市场驱动。尽管短期内可能带来波动，但储能长期向好的趋势并未改变。在全球能源转型与净零排放目标下，储能需求将持续增长。根据《BP世界能源展望》（2024版）测算，若要在2050年实现净零排放，全球风电与光伏装机需增长约14倍，届时配套储能规模可能超过4000GW。

数据显示，截至2024年底，全球新型储能累计装机仅为165.4GW。这意味着未来二十多年内，储能建设规模预计将达到现有规模的二十余倍，预示着储能产业将步入一个规模空前的发展阶段。

4、AI数据中心有望成为储能行业发展的新驱动力

此外，AI产业大爆发，带来超大型AI数据中心的投建热潮，要知道AIDC堪称吞电巨兽，对电网负荷巨大。在低碳转型背景下，传统能源已无法满足快速增长的AI电力需求。而储能不仅可以有效解决AI计算的负载功率波动剧烈的问题，还能作为补充和应急，整合风光绿电供应，应对断电风险。

根据相关资料，每100MW的数据中心建设有望带动450-800MWh的储能需求。一般一个大型数据中心的电力需求在100MW以上，年耗电量约35-40万电动汽车的电力需求。我国为满足数据中心高比例清洁供电需求，通常需要超配并配置储能。考虑配储功率为1:1及配储时长在3-4小时之间，预计每100MW的数据中心建设有望带动450-800MWh的储能需求。

每100MW的数据中心建设的储能需求

资料来源：观研天下整理

根据相关资料，预计2030年全球数据中心储能需求将由2024年的16.5GWh增长至209.4GWh，而英伟达则认为要达到200GWh。英伟达在OCP全球峰会上，发布了800V直流架构白皮书，明确提出 “储能必须被视为电源架构中必不可少的、活跃的组件，而不仅仅是备用系统”，点明下一代配电方案和AIDC配储的必要性。

可见，在能源转型和AIDC建设周期中，直接决定了储能，尤其是与风光发电配套的储能系统，已经从“可选项”变为“必需品”。

而作为全球最大的可再生能源装机国，中国将毫无疑问主导当下及未来的储能市场。

5、“出海”已经成为中国储能行业最大的亮点，但风险仍然较大

纵观全球，虽然全球各地区的经济发展水平、能源结构和产业政策存在显著差异，但迈向更高效、更低碳的能源体系已成为共同的战略方向。在这一进程中，储能技术作为关键支撑，正展现出全球性的增长动力。

中东地区在推进经济多元化的背景下，陆续推出宏大的能源转型计划，储能市场迅速兴起，成为全球增长最显著的区域之一。即便在电力基础设施相对薄弱的伊拉克、叙利亚、伊朗等国，由于长期面临电力短缺，光伏搭配储能系统也展现出巨大的应用潜力。

类似趋势也广泛出现在东亚、东南亚、非洲及拉美等新兴市场。而在发达国家，储能需求同样强劲：澳大利亚受极端天气和电价上涨影响，家庭储能需求迅猛增长；欧洲作为能源转型的先行区域，其老旧的电网体系难以适应光伏等间歇性电源的快速接入，叠加俄乌冲突引发的能源安全危机，进一步推升了储能在调峰、备电等方面的市场需求，使其持续保持高度活跃。

基于上述情况，自2025年开年以来，“出海”已经成为中国储能行业最大的亮点。根据相关资料，2025年1-6月，我国海外订单规模163GWh，同比增长246%，业务覆盖全球50余个国家和地区，涉及出海企业超50家。

储能出海主流地区来看，中东两个10GWh大单拉高了整体规模，分别来自宁德时代和比亚迪储能；澳大利亚最大订单来自宁德时代与Quinbrook Infrastructure Partners合作的8小时电池储能项目；欧洲单个储能订单虽然没有中东规模大，但数量较多，超过1GWh以上的订单有11个，其中最大订单来自楚能新能源与英国Immersa签署的2.5GWh战略合作协议；上半年印度储能订单增长较快，迄今规模最大电池储能采购项目花落天合储能和南都电源，采购规模超3.1GWh。从出海企业看，2025上半年，中国共有超50家企业签约储能订单/合作，订单规模超过10GWh的均为电池企业，其中宁德时代海外订单规模最大，超过43GWh，占储能出海总规模的23.8%。

我国企业主要出海订单典型案例

资料来源：观研天下整理

然而，“疯狂出海”之下，我国储能行业面临的挑战和风险不容忽视。

（1）储能市场竞争白热化，价格战由国内蔓延至全球。国内储能市场价格竞争已进入空前激烈的阶段。与三年前相比，储能系统价格累计降幅已接近80%，且下行趋势在2025年仍未停止。根据行业数据，2025年三季度2小时与4小时储能系统的中标均价已分别低至约0.56元/Wh和0.42元/Wh。个别项目报价更是屡创新低，例如有项目报出低于0.4元/Wh的价格，已逼近行业公认的成本线，EPC价格也出现类似低位。

数据来源：观研天下整理

与此同时，激烈的价格竞争随着中国企业的出海已扩展至全球市场。在中东等传统高端市场，已出现与中国国内均价持平的超低报价，这意味着全球储能市场的利润空间正被快速压缩，竞争环境日趋严峻。

（2）政策壁垒高筑，海外市场准入难度加大。主要海外市场正通过一系列政策与法案，构建针对性的贸易与产业壁垒。

美国方面：继关税政策后，2025年7月签署的《大而美法案》确立了更隐蔽、更体系化的限制框架。其核心是通过“受禁止外国实体”认定和逐步提升的本地制造比例要求，实质性剥夺使用中国供应链产品的项目获取税收抵免的资格。该政策旨在将中国企业从美国本土供应链中排除，即使是中国企业在美投资建厂，其未来的运营与市场资格也面临不确定性。

欧盟方面：拟议中的《工业脱碳加速器法案》意图通过设定高额的本地化含量要求（不低于40%）、以及“强制技术转让”或合资企业（欧盟占股不低于35%）等条款，为包括中国企业在内的外来竞争者设立市场准入屏障。这直接挑战了中国企业“整机出口+本地组装”的现有出海模式。

（3）入场合规要求复杂化，企业经营面临长期挑战。综上所述，欧美政策的核心已从单纯的关税壁垒，转向构建一套融合本地化制造、供应链审查、税收优惠绑定及技术合作要求的复杂合规体系。这些措施名义上面向所有非本土企业，但其规则设计明显对中国在新能源领域拥有全产业链优势的企业构成了针对性限制。中国企业出海不仅需要应对价格竞争，更需在法律法规、本地化生产、技术合作与供应链重组等方面进行深度战略调整，面临的挑战已超越单纯商业范畴，进入了地缘政治与经济博弈的层面。（WYD）