【四海读报】20250908：全球储能市场盘点及中长期展望

电气设备行业：全球储能市场盘点及中长期展望

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1. 一段话总结

本报告为五矿证券2025年9月发布的电气设备行业深度报告，核心指出全球正处于第四次能源革命（碳中和时代），中美欧风光渗透率快速提升（2024年中国风+光渗透率18.1%、美国25.8%、欧洲45.7%），但消纳问题凸显（中国部分省份光伏利用率跌破90%、美国加州“峡谷曲线”、欧洲负电价激增），推动储能需求爆发。2024年全球锂电储能新增装机74GW/181GWh（同比+66%/+88%），中美欧为主要市场（占比55%/19%/14%）；中长期看，为实现《巴黎协定》1.5℃目标，2030-2035年将迎装机峰值，全球新型储能年新增容量峰值或超1.5TWh，2024-2035年CAGR达21.4%。中国取消强制配储后，储能招标快速增长（2025年1-7月累计202GWh，同比+246%），美国受关税与法案影响2026-2027年需求或承压，欧洲大储成为增长主力（2024年同比+197%），中东、印度等新兴市场快速崛起。

2. 思维导图（mindmap）

3. 详细总结

一、全球能源转型：风光高增与消纳矛盾凸显

1. 能源革命与政策背景

全球正处于第四次能源革命（碳中和时代），核心目标是实现《巴黎协定》设定的“全球温升控制在1.5℃以内”，COP28进一步明确“2030年全球可再生能源装机增至三倍（≥11000GW）”。中美欧作为全球主要经济体，2024年发电量合计占全球56%（中国33%、美国14%、欧洲9%），风光渗透率较2015年显著提升，具体数据如下表：

2. 风光消纳问题严峻

风光高渗透率导致电力系统调节压力激增，各国出现不同程度的消纳矛盾：

• 中国：2025年以来，青海、宁夏、甘肃等省份光伏利用率跌破90%“新红线”，中午时段现货电价持续低于0.1元/kWh，部分时段出现“负电价”，反映光伏“真实”消纳能力不足；
• 美国加州：2024年净负荷曲线从“鸭子曲线”演变为“峡谷曲线”，中午时段净负荷低于0，弃光率大幅上升（2024年弃光率超5%）；
• 欧洲：2023年起，德国、西班牙、法国等国电力市场负电价次数激增，2024年欧盟风光发电量占比达28.5%，电网调节能力面临考验。

3. 储能经济性具备

储能需求爆发需满足“需求+经济性”两大前提：

• 需求端：电力系统对调峰、调频需求迫切，储能是解决风光日内消纳的核心手段；
• 经济性：4小时锂电储能电站度电成本（LCOS）在0.35-0.60元/kWh区间，部分省份现货峰谷价差达0.5元/kWh，叠加容量电价收益，独立储能项目已具备经济性，具体情景测算如下表：

二、全球储能市场：中美欧主导，新兴市场崛起

1. 整体市场规模

2024年全球锂电储能新增装机74GW/181GWh，同比分别增长66%、88%，其中中美欧合计占比88%，具体拆分如下表：

2. 分区域市场特点

• 中国市场：

  • 规模：2024年新增39GW/99GWh（同比+77%/+113%），2025年上半年新增13.7GW/33.8GWh（同比+32%/+40%）；
  • 政策：2024年“取消强制配储”（类似2019年风光平价），储能由“政策驱动”转向“市场驱动”；
  • 招标：2025年1-7月累计招标202GWh，同比增长246%，市场需求旺盛。

• 美国市场：

  • 规模：2024年新增12GW/34GWh（同比+63%/+59%），2025年上半年新增5.5GW/18.8GWh（同比+35%/+44%）；
  • 风险：当前对华储能产品关税达40.9%，OBBBA法案新增“外国敏感实体限制”，2026-2027年需求或受冲击；
  • 补贴：ITC补贴退坡时间推迟至2034-2036年，但敏感实体无法享受，利好本土供应链。

• 欧洲市场：

  • 规模：2024年新增11GW/21GWh（同比+23%/+32%），其中大储新增7.4GWh（同比+197%）；
  • 趋势：2022年俄乌冲突带动户储高增，2024年起大储成为主力，2025年有望翻倍增长；
  • 催化：2025年4月西班牙大停电事故，凸显储能对电网稳定性的重要性。

• 新兴市场：

  • 中东：沙特SEC（2GWh+7.8GWh+12.5GWh）、阿联酋Masdar（20GWh）项目落地；
  • 印度：2025年起新建风光项目须配2-4小时储能，发电量规模达2.03万亿kWh；
  • 澳洲/智利：电力市场化程度高，政策框架完善（智利2023年出台容量补偿方案）。

三、中长期展望：2030-2035年迎装机峰值

1. 需求推导逻辑

核心逻辑链：气候危机→能源转型→双碳目标→风光中长期需求→储能需求。为实现1.5℃目标，全球需加速风光部署，IEA乐观情景下，2030-2035年风光年均新增分别达1069GW、281GW，带动储能需求爆发。

2. 装机预测

• 全球储能：2024年新增181GWh，预计2030-2035年达峰值，年新增容量超1.5TWh，2024-2035年CAGR达21.4%；
• 累计装机：2035年全球电池储能累计装机达2580GW，2050年达5512GW；
• 配储时长：全球新型储能累计配储时长从2024年2.3小时，提升至2035年3.8小时、2050年5.0小时。

3. 产业阶段判断

参考“储能渗透率”（新增储能调节能力/新增调节需求），2024年中国储能渗透率仅4.9%，预计未来10年快速增长至70%左右，当前储能仍处于产业成长初期，远未达电力系统需求上限。

四、风险提示

1. 政策波动风险：储能产业政策、电力市场规则（如容量电价）调整，影响项目经济性；
2. 国际贸易摩擦：美国关税升级、OBBBA法案限制，中国储能企业出海受阻；
3. 原材料价格波动：锂价上涨推高储能装机成本，压缩企业利润；
4. 行业竞争加剧：储能电池、逆变器企业价格战，导致毛利率下降；
5. 模型测算偏差：电力系统调节需求、风光装机预测与实际存在差异。

4. 关键问题

问题1：中国“取消强制配储”政策为何被称为“储能具备经济性的标志”？这一政策对后续储能市场发展有何影响？

答案：

1. 政策定位核心原因

“取消强制配储”类似2019年风光平价政策，标志储能从“政策强制驱动”转向“市场自发驱动”，核心逻辑在于：

• 此前问题：强制配储阶段，储能作为风光项目“附属品”，成本转嫁至风光电站，企业缺乏优化储能效率的动力，项目经济性依赖补贴；
• 政策意义：取消强制后，储能成为独立市场主体，需通过参与电力现货、辅助服务、容量市场获取收益，只有具备真实经济性（度电成本≤峰谷价差+容量收益）的项目才能落地，倒逼行业从“量增”转向“质效提升”。

2. 对市场的影响

• 短期（1-2年）：招标放量，2025年1-7月中国储能累计招标202GWh（同比+246%），市场需求从“被动配套”转向“主动布局”，独立储能项目占比提升至94%；
• 中期（3-5年）：技术迭代加速，企业聚焦高循环（年循环350次+）、长寿命（15年+）储能技术，推动度电成本从0.6元/kWh降至0.33元/kWh；
• 长期（5年+）：形成“电价机制→收益明确→投资落地”的良性循环，储能成为电力系统“刚需”，2035年中国储能渗透率有望达70%，支撑风光渗透率超40%。

问题2：美国当前对华储能产品关税达40.9%，且OBBBA法案新增“外国敏感实体限制”，这对中国储能企业出海及全球储能供应链将产生哪些影响？

答案：

1. 对中国储能企业的影响

• 直接冲击：短期内中国储能产品在美国市场成本竞争力下降，2024年美国市场中国企业份额约30%，若关税进一步升至64.9%（2025年11月可能生效），部分企业或退出美国市场；

• 应对策略：

  • 本土化布局：头部企业（如宁德时代、阳光电源）通过在美建厂（如佐治亚州电池工厂）规避关税，享受ITC补贴（30%税收抵免）；
  • 市场转移：加大欧洲、中东、印度等新兴市场投入，2025年中东储能项目规模超12.5GWh，成为重要增量市场。

2. 对全球储能供应链的影响

• 供应链分化：形成“美国本土供应链+中国主导的其他市场供应链”双体系，美国本土储能电池产能2025年预计达50GWh（2024年10GWh），但短期仍依赖中国中游设备（逆变器、结构件）；
• 成本上行：美国市场储能项目成本或上升15%-20%，延缓储能装机节奏，2026-2027年美国储能新增需求或从34GWh降至25-30GWh；
• 技术溢出：中国企业在海外建厂推动技术输出（如4小时储能系统、液冷技术），加速全球储能技术标准化。

问题3：中长期看，全球储能年新增容量峰值或超1.5TWh，这一预测的核心依据是什么？储能产业要实现这一目标，需突破哪些关键卡点？

答案：

1. 预测核心依据

• 风光装机需求：IEA乐观情景下，2030-2035年全球光伏/风电年均新增1069/281GW，2030年可再生能源装机≥11000GW，风光高渗透率需储能配套（按15%配储率、4小时时长测算，年需储能1.2TWh）；
• 电力系统调节需求：2035年全球电力系统新增灵活调节需求约2000GW，新型储能需承担70%（1400GW），对应年新增容量超1.5TWh；
• 政策与经济性：《巴黎协定》1.5℃目标具备法律约束力，2030年全球储能度电成本或降至0.3元/kWh以下，经济性全面覆盖各类应用场景。

2. 需突破的关键卡点

• 技术卡点：电池能量密度提升（当前150-200Wh/kg→2030年300Wh/kg）、循环寿命延长（当前10年→15年）、液冷技术普及（降低散热成本30%）；
• 成本卡点：锂价稳定（当前8万元/吨→长期5-6万元/吨）、规模化降本（储能系统成本从1.2元/Wh→0.8元/Wh）；
• 机制卡点：全球电力市场协同（如跨境储能调度）、容量电价政策普及（当前仅中国、美国部分州实施，需扩展至欧洲、印度）；
• 供应链卡点：关键材料（如磷酸铁锂正极、隔膜）产能匹配，2030年全球储能电池产能需达2TWh/年（当前500GWh/年）。