绿色贸易背景下储能行业的国际市场机会

联合发布机构 中国机电产品进出口商会储能领跑者联盟嘉世咨询 核心结论 全球绿色国际贸易格局正在重构，能源产业已成为贸易规则演变的核心驱动力。欧盟CBAM等绿色法规实施后，碳足迹管理等成为产品出口强制门槛。储能从“配套设备”升级为新能源体系和绿色贸易中的“基础设施型能力”，是支撑可再生能源并网、满足碳减排等需求的关键抓手，各国及头部企业正加速推进能源全链条绿色化，及向供应链共生转型。 全球新型储能（以下简称“储能”）市场呈多极分化，中国从“政策驱动”转向“市场驱动”，成为领跑者，新技术和新增装机量均占全球主导。亚太（不含中国）供应链外溢与政策推动并存，日、印、东南亚成三极，长时化与技术路线多元；北美受多因素驱动爆发，产、装量快增，本土与中企供应链深度融合；南美政策创新等下增量爆发，智利、巴西等国有突破；欧洲受能源危机和碳规则加持成增长核心，技术等要求高；非、澳重基础供电及“光储微网”高潜力场景，基础弱但空间大。 全球储能产业链价值高度集中于上游，中国凭借电芯技术和全产业链协同形成显著成本优势。2025年中国系统均价远低于欧美，全球产能及核心材料主导地位强化。技术聚焦大电芯升级、长寿命及多路线并行。中游集成、EPC创新降本增效，下游源网侧为主，工商业等储能成新增长点。头部企业全栈布局、自研技术，巩固集中度、筑竞争壁垒。 绿色贸易背景下，储能已成为绿色金融与海外贸易创新的关键节点。储能优化企业碳足迹与能耗结构，助力满足国际碳核算新规，实现减排数据“可计量、可追踪、可核验”，提升产品环境竞争力。中国依托创新金融组合，通过多种方式增强全球化协同能力。企业正加快从单一产品出口向多类服务输出转型。 2030年前储能行业将沿“三大主线”演进：一是以大容量、长时化为核心的系统技术持续升级，应对AI数据中心爆增和全球电网重构；二是本地化合作与跨境合规成为国际扩张“门槛”，头部企业加快布局海外产线、低碳标准和服务能力输出；三是新兴市场政策不断创新，绿色金融、产能合作以及多层级国际标准构建正在重塑产业格局。中国储能依靠超大内需与全产业链协同盘活全球市场，逐步从制造主导向绿色解决方案及“低碳基础设施输出”进行全方位升级。 重要提示 本报告主要围绕储能行业赋能绿色贸易话题展开。广义储能所包括的抽水蓄能等技术，目前阶段和国际贸易关联性较低。而新型储能市场超过90%市场为电化学储能，且电化学储能目前和绿色贸易的相关性最强。故本文所述储能行业，主要是指新型储能行业内的电化学储能行业。正文不再赘述该概念界定。 绿色国际贸易发展大背景 能源产业的核心驱动与规则演变 2015年以来，全球气候治理的主线已经从“减排共识”逐步转向“贸易规则重写”。《巴黎协定》最初构建的是一个以国家自主承诺为核心的合作框架，但进入2024-2026年后，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式征收、电池护照落地、供应链尽调与碳足迹披露趋严，意味着绿色规则不再停留在倡议层面，而开始演化为影响产品能否进入目标市场的强制性准入门槛。 在绿色贸易背景下，储能已从单纯的“配套设备”升级为“基础设施型能力”。其核心功能包括支撑高比例可再生能源并网，响应《新电池法案》的合规要求，以及通过环境属性（绿证、碳交易）提升出口产品的绿色竞争力。国际龙头企业（如苹果、谷歌等）将减排要求深度嵌入采购体系，倒逼能源企业与制造企业从购售电关系演变为碳管理共生关系。 全球绿色转型浪潮 从议题到共识 SECTION 01 全球气候变化已从科学议题演变为政治经济博弈的核心。自1992年《联合国气候变化框架公约》签署以来，国际社会历经《京都议定书》《巴黎协定》等里程碑式协议，逐步形成以碳中和为目标的全球共识。截至2026年，全球已有130多个国家提出碳中和时间表，覆盖全球90%以上的碳排放量。这一共识推动国际经贸规则加速重构，绿色贸易成为全球经济治理的新范式。 倒逼机制形成 SECTION 02 欧盟、美国、中国等主要经济体通过碳市场、碳税、绿色补贴等政策工具，倒逼高碳产业转型。 欧盟碳边境调节机制(CBAM) 要求进口商按欧盟碳价补足生产国与欧盟的碳价差，倒逼产业链上下游协同减排。 绿色贸易规则体系构建 1.2 发展阶段演进 绿色贸易真正的转折点出现在2024-2026年。此前绿色议题更多表现为ESG倡议、信息披露、绿色标签等“软约束”；而从2026年起，绿色规则开始系统转向“不合规即受限、不透明即失单”的硬约束阶段。 此前：软约束阶段 ESG倡议、信息披露、自愿绿色标签 最具标志性的事件是欧盟CBAM进入正式征收阶段。2026年1月1日，欧盟碳边境调节机制结束过渡期并进入实质性实施阶段，进口商需就钢铁、铝、水泥、化肥、电力和氢等产品的隐含排放承担财务义务，其本质并非单纯环境政策，而是通过使进口品承担与欧盟本土相近的碳成本，来防止“碳泄漏”并保护本土产业竞争力。 1.3能源产业绿色化核心诉求 在绿色贸易背景下，能源产业绿色化的首要诉求，已不再局限于传统意义上的节能减排，而是直接关联全球贸易竞争力与产业安全。一方面，能源供给侧的去碳化（风电、光伏、氢能）已成为降低贸易产品碳强度的唯一路径。另一方面，绿色贸易要求穿透式溯源。这不仅要求能源生产本身是绿色的，还要求其上下游设备的制造过程符合环保标准，保持供应链可持续性。 当前全球绿色供应链的主导力量，正在由政府规则与链主企业共同构成。苹果、谷歌、微软、亚马逊等国际龙头企业已将清洁能源消费与供应商减排要求深度嵌入采购体系。这意味着，未来能源企业与制造企业之间的关系，也将从传统购售电关系，演变为共同完成供应链碳管理的共生关系。 储能 储能已经从新能源体系中的“配套设备”上升为绿色贸易时代的“基础设施型能力”，是关键赋能者与规则响应者。其作用不再局限于平滑新能源出力、削峰填谷，而是同时承担三重功能： 支撑高比例可再生能源并网，平衡电力供需，提升电力系统灵活性与稳定性 是响应欧盟《新电池法案》等绿色贸易规则，对电池产品全生命周期碳足迹、回收责任和数字追溯提出系统化合规支撑 与绿证、绿电交易、碳市场逐步联动，成为企业提升出口产品绿色属性、增强供应链韧性的重要抓手 全球储能市场现状与七大区域展望 中国从“政策驱动”转向“市场驱动”领跑全球。亚太、北美、南美等市场受政策红利、电网需求和技术外溢差异化驱动（如美国IRA法案补贴、智利专项拍卖等），形成“本土需求-供应链协同-规则适配”的区域增长模型，凸显储能从单一设备向基础设施型能力的全球渗透。 2025年电池储能系统（BESS）全球新增装机约300GWh，中国约173GWh，全球占比超过50%，北美约44GWh，全球排名第二。中国市场2025年起强制配储政策逐步退出，市场进入价值创造爆发期。2025年电网侧占比约80%，电源侧占比13%，用户侧占比7%。 北美与欧洲市场：北美受IRA法案激励，且呈现大容量化趋势；欧洲在能源危机驱动下，户用与大储并重，德国是全球最大户储市场，英国则以大型电网侧项目为亮点。 新兴市场：亚太（除中东/中国）订单爆发，印度、日本和东南亚形成三极格局；南美（智利、巴西）在可再生能源弃电压力下，正加速向储能创新“试验场”转变。 中国储能市场概览2.1.1 25年是中国储能行业从政策驱动转向市场驱动的关键转折年，行业竞争焦点从单纯价格比拼转向价值创造的综合较量。随着“136号文”正式落地实施，强制配储政策逐步退出历史舞台，市场机制开始在资源配置中发挥决定性作用，行业进入更加理性、可持续的发展轨道。从装机结构来看，源网侧储能延续主导地位，工商业储能异军突起，户用储能稳步发展。2025年中国新型储能装机规模持续领跑全球，新增装机容量约173GWh，占全球新增装机的50%以上。其中，电网侧储能占比约79%，主要是独立储能电站/共享储能电站；电源侧储能占比约13%，主要是大型风光基地配套储能；用户侧储能持续崛起，但其基数小，受制于25年代理购电价格政策的调整影响，其占比提升至约7%。独立储能电站模式快速兴起，凭借灵活参与电力市场交易的优势，获得了投资者的广泛青睐。 中国储能行业驱动因素与技术趋势 2.1.2 行业驱动因素方面：“沙戈荒”大型风光基地建设全面加速，为配套储能带来巨大的增量空间。这些大型可再生能源基地分布在内蒙古、甘肃、青海、新疆等西部地区，显著提升了储能套利的收益预期。新型电力系统构建对灵活性调节资源需求迫切，传统火电占比下降致系统灵活性缺口，亟需储能等灵活性调节资源填补，为储能产业创造巨大市场空间。 电池技术趋势方面：电化学储能技术路线来看，磷酸铁锂（LFP）技术路线持续占据市场主导地位，凭借优异的安全性能、突出的成本优势和成熟的产业链配套，市场份额超过95%。大电芯技术成2025年中国储能技术发展最显著标志，其快速迭代并成行业主流。电芯容量从280Ah向314Ah等型号升级，并加速向588Ah、684Ah演进；后者应用可使20尺集装箱系统能量密度超5MWh，较传统方案提升40%-50%，占地减15%-20%，集成成本降15%-20%，提升项目经济性。 中国储能行业市场格局分析2.1.3 中国储能行业头部企业集中度持续攀升，全栈自研自产能力成为核心竞争力。2025年中国储能行业CR5占比超60%，较2024年提升约5个百分点，行业集中度进一步夯实。这一趋势映射出储能行业技术壁垒的快速抬升，以及市场对企业综合竞争力的更高要求。布局电芯、BMS、EMS至PACK全产业链的企业优势凸显，可更好地管控成本、保障品质、快速响应市场需求。以阳光电源、海博思创、中车为代表的头部企业，依托垂直整合战略构筑起深厚竞争壁垒，在激烈角逐中稳居领先地位。 调频辅助服务是中国储能企业重要的收益来源 2.1.4 储能参与电力系统辅助服务是重要的收益来源，调频辅助服务市场为储能打开了新的盈利空间。电力系统调频服务分为一次调频和二次调频（AGC），储能凭借毫秒级的响应速度和精确的功率控制能力，成为最优质的调频资源。与传统火电机组相比，储能的调频响应时间仅为火电的1/100，调节精度可达99%以上，在同样的调频指令下，储能的调节效能是火电的3-5倍，这为储能参与调频市场创造了巨大的竞争优势。 一次调频中，储能可在2-30秒内自动响应频率偏差，收益按调节电量×单价×性能系数核算，性能系数直接影响收益。典型100MW储能电站年均运行300-330天，日均调频里程50-200MWh；山东单价10-15元/ MWh，叠加系数后收益可观，部分地区已探索按调频效果额外激励。 二次调频（AGC）模式成熟、多省规模化应用，总收益=调频里程补偿×综合性能系数K +容量补偿。调频里程单价8-15元/ MWh，储能K值可达4-6，远高于常规电站的2-2.5，收益提升显著；容量补偿各省标准不同，山东最高330元/kW・年，山西、广东依次降低，为储能提供稳定收益保障。 亚太地区（不含中国）储能市场概览2.2.1 2025年亚洲储能市场呈现出“中国供应链外溢”与“区域政策红利”叠加的特征： 区域市场根据驱动因素不同，形成了印度、日本、东南亚-中亚成清晰的三极格局： 总量与增速上看：当下装机规模约占全球10%，增速略逊于北美和中国，但正处于从0到1的爆发 转折点。 出海支撑： 2025年1-9月，中国储能企业在亚洲（除中东、中国）订单量达26.21GWh，占出海总量的12.21%。头部企业大储产品基本满产，排产已至2026年上半年，显示出极高的市场景气度。 技术演进：长时化、场景化与路线多元化 1、长时储能（LDES）趋势：区域平均时长将从2025年的2.4小时增至2034年的3.4小时。日本已出现6小时以上的长期脱碳拍卖项目，预示着能量型电芯的需求占比将持续提升。 2、“储能+”场景拓宽：储能不再局限于发电侧配套。AIDC成为核心增量市场，专用电芯已实现稳定供货。 3、充储一体化：解决电动汽车超充对电网的冲击。技术路线迭代：锂电之外，钠