政策红利持续释放，国内大储盈利模式加速成型。
根据国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2025）》，我国新型储能装机规模已占全球总量40%以上，2024年底达78.3GW，2025年上半年新增装机43GWh（同比+16%），独立储能项目通过容量电价机制逐步实现经济性突破。国内政策层面，《“十四五”新型储能方案》明确要求电化学储能成本下降30%，甘肃、云南等省份率先推出省级容量电价细则，推动储能从“强制配储”向市场化收益转型。
海外市场方面，美国《通胀削减法案》延长ITC补贴至2034年，欧洲“大而美”法案明确大储补贴退坡延迟，中东、澳大利亚等新兴市场加速布局，2025年全球大储装机预计增长51%至205GWh。
全球市场重构，区域需求分化催生新机遇。
欧美方面，美国大储装机维持40%以上增速，特斯拉占据21%市场份额；欧洲户储库存去化完成，2025年需求恢复至20GWh（同比+14%），阳光电源、德业股份等企业通过渠道优势抢占份额。
新兴市场，中东地区2025年规划招标50-60GWh项目，智利、澳大利亚进入并网高峰期，中国企业通过技术授权和本土化建厂加速出海。
国内区域差异，华东、华北工商业储能利用率超全国均值30%，西南地区因水电丰枯波动催生调频需求，新疆、内蒙古依托新能源配储保持高增长。
行业洗牌加速，盈利模式向全生命周期价值转型。
2025年全球储能电芯产能利用率不足，二线厂商加速出清，头部企业通过共享储能、电解液租赁等模式优化成本。政策层面，《电能存储系统用锂蓄电池安全要求》强制标准淘汰低质产能，行业集中度向TOP5企业集中。
储能行业正从“规模扩张”转向“价值创造”，政策驱动下的盈利模式创新与技术分化将重塑竞争格局。建议关注具备全球化布局能力的系统集成商（如宁德时代、阳光电源）及长时储能技术领跑者，同时警惕产能过剩与价格竞争压力。
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