电网安全的刚需、经济理性的选择、扶持政策的延续、减碳行动的强化，共同支撑着储能的高增速

文｜《财经》研究员 尹路

编辑｜马克

2025年四季度，全球储能电池市场正经历着一场具有历史意义的结构性转变。储能电池正在从早期的“政策依赖型”向“市场经济型”转移，一个以万亿级资本投入为特征的“超级周期”正在拉开帷幕。

回顾2025年初，行业内部曾弥漫着一种谨慎甚至悲观的情绪。彼时，中国作为全球最大的储能市场，出台了不再将配置储能作为新能源项目并网核准强制前置条件的政策。这一变动曾被市场解读为储能需求的短期利空，认为失去了行政指令的强制捆绑，储能装机量将面临增长乏力，甚至下跌的困境。然而，2025年末，市场实际运行的轨迹与早前的悲观预测形成了鲜明反差，数据层面的证据最为直观。

最新的储能系统和EPC招标数据统计，2025年下半年强制配储政策正式退出之后，市场并未遇冷，反而呈现出爆发式增长。尤其是进入8月后，单月招标规模创下历史新高，远超往年同期水平。这种井喷式的数据表明，市场对于储能的需求已经不再来自政策强制，而是由内生动力所驱动。

基于此，包括高盛、摩根士丹利及国内头部券商在内的多家知名投研机构，纷纷大幅上调了对2026年、2027年及更远期的储能电池需求预期。相较于2025年初的预测值，这些修正后的数据普遍提升了30%至50%，部分乐观情景下的预测甚至翻倍。

这种预期的根本性反转，并非源于短期的市场炒作，而是基于四个支柱，这四个支柱共同支撑了储能行业未来十年的确定性增长。

第一个支柱是电网安全的物理刚需。随着风电、光伏等波动性可再生能源在电力系统中的渗透率不断攀升，电网面临的挑战已从单纯的“电量平衡”上升到了“物理安全”层面。当波动性电源的占比超过临界点，电网为了维持频率稳定、电压安全及系统惯量，对储能资产的需求不再是可选项，而是维持系统不崩溃的必需品。

第二个支柱是经济理性的全面回归。储能电池成本下降使得新型储能跨越了商业化的“生死线”。储能系统的全生命周期度电成本（LCOE）大幅降低，在光照资源丰富或峰谷价差较大的地区，光储一体化和独立储能电站已经能与化石能源竞争。当储能成为符合经济理性的投资选项时，资本将推动其规模化部署，这构成了行业高速增长最重要的内生动力。

第三个支柱是政策机制的深层进化。尽管“强制配储”退出了历史舞台，但全球主要经济体对新型储能的支持并未减弱，反而通过更精细化的机制设计给予了更有力的支持。特别是中国，通过建立容量补偿机制、完善电力现货市场交易规则，政策正引导储能从“建而不用”的被动资产转化为具备盈利能力的优质资产。事实证明，这种政策逻辑的切换释放的市场空间，远大于取消强制配储带来的短期阵痛。

第四个支柱是气候治理的长期锚点。尽管国际气候治理一直困难重重，但全球主要经济体在气候治理上的长期目标依然明确且坚定。从《巴黎协定》到在巴西贝伦举行的COP30，国际社会的共识正从“谈判”转向“执行”。各国政府和国际机构在COP30期间的官方表态清晰地表明，未来十年将是气候行动的执行期。这种全球性的政治意志，为储能发展提供了长达数十年的确定性。

电网安全要求造就储能刚需

储能需求的爆发，首先是电力系统物理特性的要求。以火电、水电为主的传统电力系统中，旋转发电机组自带的机械惯量是维持电网频率稳定的天然力量。然而，随着以逆变器为接口的风光资源大规模并网，这种天然的稳定机制正在流失，导致电网面临前所未有的物理挑战。

以中国为例，风光装机的指数级增长正在重塑电网的负荷曲线。截至2024年底，中国风电与光伏的累计装机容量已突破1400GW。这一比例的提升导致了著名的“鸭子曲线”现象日益严峻。

正午时段，光伏出力导致净负荷被压缩。而日落后，光伏出力骤减至零，与此同时社会用电负荷攀升，导致净负荷曲线陡峭上升。这种剧烈的波动要求电网必须具备大功率爬坡能力。

对此，能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥表示，“当波动电源发电量在整个电网中的占比超过20%之后，给电网造成的压力已经不是修几条输电线可以解决的了，对电网造成的压力是物理层面的，传统上依赖转动惯量的电网稳定机制对于风光这类波动电源是无效的，必须采取新的电网稳定手段来对冲波动电源带来的问题。”

储能今后不再是锦上添花的调节手段，而是填补物理缺口、防止电网崩溃的关键技术。这已不仅是经济账，更是为了系统安全必须支付的成本。这种物理压力不仅存在于中国，而是全球主要经济体共同面临的挑战。从全球范围来看，风光发电的渗透率已经达到了必须依靠储能来维持系统稳定的临界点。

欧洲风光的装机占比已超过50%，部分国家如德国、丹麦的瞬时风光发电占比甚至可达100%。高比例新能源接入导致了频繁的负电价，根据EPEX Spot欧洲电力交易所和Nord Pool北欧电力交易所数据，2024年芬兰负电价时间超700小时、德国468小时、法国365小时、西班牙247小时。这既是市场信号灵敏的表现，也是电网灵活性资源枯竭的警报。

美国加利福尼亚州和得克萨斯州，太阳能和风能的增长已导致传统的基荷煤电大量退役。随着2024年美国风光装机达385GW，电网的调节能力面临严峻考验，尤其是在极端天气频发的背景下，储能成为防止大面积停电的最后一道防线。

澳大利亚是分布式电网的典型代表。为了替代退役的煤电并维持电网频率，澳大利亚必须构建大规模储能，即把间歇性的能源转化为可调度的可靠电源。

除了供给侧的波动，需求侧的变化也为储能增添了新的刚需。人工智能（AI）技术的爆发式增长带来了数据中心能耗的激增。埃隆·马斯克、萨姆·奥尔特曼等AI公司领导者多次对电力紧缺表达担忧。数据中心作为典型的高能耗、高稳定性负荷，与风光发电的间歇性天然互斥。

在伯克希尔哈撒韦2024年度股东会上，沃伦·巴菲特及其副手格雷格·阿贝尔也谈及了储能需求，格雷格表示，“无论是光伏还是风电都面临间歇性问题，需要依赖储能。为了确保供电稳定可靠，当前我们还不能完全脱离化石能源。目前具备经济性的储能电站时长为4小时，考虑到夜晚没有光照，4小时还不够，可靠性和经济性之间需要找到平衡点。”

科技巨头和投资者的担忧总结起来就一句话，没有储能，就没有绿色的AI。

为了应对这些刚需，未来的储能需求将呈指数级增长。多家机构预测，在基准情景下，2030年全球仅电网的储能需求就将超过TWh级别。而为了应对更深的“鸭子曲线”，配储时长将从2小时向4小时延伸，乐观情景下的需求将更为惊人。这部分由物理刚需驱动的市场增量，具有极高的确定性，不会随短期补贴政策的波动而改变。

储能成为经济理性的选择

如果说电网安全决定了储能发展的下限，那么经济性则决定了发展的上限。2024年至2025年间，储能行业最显著的变化在于，它终于摆脱了昂贵的标签，成为符合经济理性的投资品。

成本的下降是全方位的，这直接体现在系统集成的招标价格上。

2小时储能系统的EPC平均报价已大幅下探，而储能系统本身的报价更是跌破了关键的成本心理防线。这种成本下降，直接导致了光储系统全生命周期度电成本（LCOE）的质变，使其具备了与化石能源正面竞争的能力。

在中国光照资源丰富的西北地区，光储一体化（配置20%容量/2小时时长）的综合LCOE已降至0.25元-0.35元/kWh区间。这是一个具有里程碑意义的数字，因为它已经低于绝大多数省份的燃煤基准电价（通常在0.35元-0.45元/kWh）。这意味着，从全生命周期看，光储系统已经比新建煤电更便宜。

经济性的提升直接反映在项目的内部收益率（IRR）上。在山东、甘肃等电力现货市场较为成熟的省份，独立储能电站通过“现货套利+容量租赁+容量补偿”的混合收益模式，其IRR已达到8%以上。在中信建投的测算模型中，若考虑到内蒙古等地的特殊政策支持（2025年底前并网有0.35元/kWh的容量补偿），部分项目的IRR甚至可高达15%-20%。

除了中国，这种“经济理性”在全球多个主要经济体都已成为现实。在澳大利亚，“光+风+储”的组合已成为目前最便宜的新建电源形式，其成本优势直接否定了昂贵的核能方案。随着老旧煤电厂加速退役，光储正以纯粹的市场竞争力接管澳洲电网，成为无可争议的主力电源。

而在同样光照充足的中东地区，逻辑则是极具战略意义的“石油置换”。由于光储成本远低于燃油发电的机会成本，每一度由光储替代的电力，都意味着能省下原油用于出口，这种极高的投资回报率驱动了沙特、阿联酋等国大型项目的落地。

在欧美发达市场，光储的经济性则体现在“调峰”与“避险”上。在美国，受益于税收抵免政策，光储成本已优于天然气调峰电站，实际上取代了许多新建气电的规划。而在欧洲，为了规避日益频繁的负电价和应对高昂的碳税，配置储能已成为项目可融资性的必要条件。

与此同时，在印度和南非等新兴市场，光储要么击穿了新建煤电的成本线，要么成为替代昂贵柴油发电的最佳选项。光伏和储能的成本下降正在让光储替代从“政策推动”全面转入“利润驱动”时代。

从“粗放指令”到“精细引导”的政策支持

在分析储能市场时，一个常见的误区是认为取消强制配储等同于政策退坡。事实恰恰相反，全球主要经济体正在通过更复杂、更有效的政策工具箱，推动储能产业的高质量发展。

2025年2月发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（即“136号文”），被视为中国储能政策的分水岭。虽然该文件不再将配置储能作为新能源并网的强制前置条件，但这并非利空储能，而是为了纠正过去“建而不用”的弊病。

过去，为了获取风光发电并网的许可，开发商采购储能设备的唯一标准就是廉价，导致大量储能电站沦为摆设。136号文通过市场化手段，将储能的价值从“合规成本”转变为“盈利工具”。这促使市场向高品质、高性能的储能产品倾斜。未来市场需要的是在充放电性能、循环寿命、电力市场交易响应速度，以及人工智能管理方面均有更高要求的优质设备。

在国家顶层设计之下，各地方政府迅速跟进落地细则。甘肃、宁夏、山东等省份纷纷推出了独立储能容量电价或容量补偿政策。例如，内蒙古发布的政策明确，2025年投产的独立储能可获得0.35元/kWh的容量补偿，连续补偿10年。这种长周期的保底收益机制，为投资者提供了极高确定性，激发了社会资本的投资热情。

放眼全球，政策驱动依然是市场的主旋律，但侧重点更为精细。美国投资税收抵免继续扮演核心驱动力，欧洲的电力市场改革确立了非化石灵活性资源的法律地位，而澳大利亚的容量投资计划则通过差价合约为储能项目提供收入保底。这些政策不再是简单的粗放指令，而是通过精细化的市场设计，解决储能的商业化痛点。

在全球政策共振的背景下，储能需求将在短期内迎来爆发。当前，中国企业在储能电池供应链中占据超过90%的份额。无论是美国的投资税收抵免，还是欧洲、澳大利亚的容量市场，抑或是中东的基建大潮，最终落地的物理载体电芯与系统，大概率仍将源自中国制造。这一轮全球储能超级周期，是中国电池企业必须把握的历史性机遇，通过技术溢价和规模优势，吃下全球能源转型的巨大红利。

气候治理目标带来的长期确定性

如果说经济性和政策决定了未来三五年的储能增长，全球气候治理目标则锁定了长期确定性。在巴西贝伦举行的COP30上，国际气候治理的重心已从“承诺目标”转向“具体执行”。本次大会被誉为“执行的COP”，各国代表不再仅仅纠结于减排数字，而是将焦点对准了实现净零排放的关键基础设施，电网与储能。

COP29上达成的《全球储能与电网承诺》本届大会进一步强化，承诺到2030年将全球储能装机容量提升至1500GW，即在2022年的基础上增长六倍。这一数字不仅是一个政治口号，更是各国能源规划的约束，直接为未来五年的全球储能市场确立了“保底销量”。同时本届大会上设立了电网与储能实施协调理事会，旨在推动全球电力网络和储能的加速落地。

资金端的突破同样关键。新发布的UNEZA（净零排放公用事业联盟）投资承诺，将年度清洁能源投资从1170亿美元提升至1480亿美元，其中820亿美元专门用于电网和储能，到2030年累计投资超1万亿美元。

在新的气候融资集体量化目标（NCQG）谈判中，发达国家与“全球南方”国家虽然在具体金额上仍有博弈，但已就“优先支持电网现代化”达成一致。未来流向印度、非洲及南美等新兴市场的气候资金，将有很大一部分用于购买储能设备以稳定脆弱的电网。这为中国极具性价比的储能产品打开了广阔的“全球南方”市场。

在发电和储能领域，绿色低碳技术更昂贵的“绿色溢价”时代已实质性消亡，取而代之的是“化石溢价”，即依赖传统化石能源不仅在环境上不可持续，在边际成本与财务风险上也日益处于劣势。全球气候治理的紧迫性要求各国必须以最低的成本、最快的速度部署减排措施，这为中国储能产品提供了长期支撑。只要全球气候治理的目标不变，储能作为调节新能源波动的核心技术，其发展就拥有长期确定性。

三种情境下的储能需求预期（2026年-2035年）

基于上述电网刚需、经济理性选择及全球政策的综合分析，我们维持对未来十年储能需求的高增长预期。

根据InfoLink发布的储能电池出货数据表现的增长趋势，我们保守地设定2025年全球储能电池出货量为550GWh，作为预测的基准值。

储能的需求大致受以下几个因素影响：新增风光装机相应比例和时长的储能容量，存量的替代需求，以及数据中心、通信基站等新兴储能需求。

预测中最关键的变量是配储时长，随着风光发电量占比提高，电网对长时储能的需求将显著增加。基准情景假设平均配储时长将从2025年的2.2小时逐步提升至2030年的3.5小时和2035年的4小时以上，这将对电池总容量需求产生乘数效应。

乐观情景中包含了对AI算力能耗的积极预测，如果数据中心为了追求绿电和稳定性而大规模配置光储直供系统，这将创造一个独立于电网之外的巨大增量市场。

悲观情景主要考虑了欧美市场实施极端的贸易保护主义措施，导致中国电池出口受阻，以及全球供应链割裂造成的成本回升，从而抑制了部分价格敏感市场的需求。但即便在悲观情景下，由于电网物理刚需的存在，市场仍将保持稳健增长。

综上所述，储能电池市场正站在一个由物理刚需、经济理性、政策支持和气候目标共同构筑的超级周期的起点。这不仅是技术的胜利，更是市场规律的胜利。中国企业作为这一周期的核心供给方，将在未来十年的全球能源版图中扮演至关重要的角色。