新能源渗透加速与储能成本下降双轮驱动，推动储能产业爆发式增长。

　　 近期，中信建投发布最新研报指出，储能行业正迎来前所未有的发展机遇，其增长的核心逻辑在于新能源渗透率的快速提升与储能系统成本持续下降的双重共振。随着风电、光伏等可再生能源在电力系统中的占比不断攀升，电力系统的波动性与不确定性显著增强，对灵活性调节资源的需求日益迫切，储能作为关键支撑技术，正逐步从“可有可无”走向“不可或缺”。

　　 在国内市场，储能需求呈现出“淡季不淡”的强劲态势。尽管传统上5月31日后进入行业淡季，但今年储能项目招标量持续高增，锂电池排产维持高位，部分企业甚至反馈储能电池价格已出现每瓦时1至4分的上涨苗头。这一现象背后，反映出产业链对后市需求的高度信心。值得注意的是，这种价格上行压力并非源于产能不足，而是在碳酸锂等原材料价格回升背景下，市场需求旺盛推动的结果。

　　 中信建投分析认为，当前储能需求超预期的主要原因可归结为两点：其一，多地陆续出台容量补偿、容量租赁等支持政策，显著提升了储能项目的收益确定性。例如河北、内蒙古等地已明确独立储能可参与容量市场，获得稳定收入来源，极大增强了投资吸引力；其二，在《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（136号文）推动下，新能源全面入市进程加快，电力现货市场机制逐步完善，峰谷电价差明显拉大，进一步提升了储能通过峰谷套利实现盈利的能力。

　　 从区域表现来看，山东作为国内电力市场化程度最高的省份之一，独立储能电站已实现以市场化峰谷套利为主、容量租赁为辅的多元收益模式，部分项目收益甚至反超传统租赁模式，极大激发了业主的投资积极性。而在蒙西地区，由于风光资源丰富但电网消纳能力有限，限电问题长期存在，当前配储比例仍难以满足实际需求，未来提升空间巨大。这也意味着，在政策引导和经济性驱动下，西北高限电区域有望成为下一阶段储能装机增长的重要引擎。

　　 放眼全球，海外储能市场同样保持高景气度。欧洲、澳大利亚、拉美和东南亚等地需求持续释放，得益于能源转型加速和电价波动加剧，户用及工商业储能渗透率快速提升。此前制约美国市场发展的关税和政策不确定性因素也已逐步缓解，IRA法案带来的本土制造激励正在推动产业链重构，海外整体需求呈现多元化、长期化趋势。

　　 更值得关注的是，新能源发电正加速替代传统火电。据预测，2025年全球新能源总发电量将首次超过燃煤发电量，煤炭在全球发电结构中的占比将降至33%以下。2025至2027年，每年新增新能源发电量预计将稳定在1000TWh以上，占全球新增发电量的九成以上。这一结构性转变，意味着电力系统对储能的依赖将不再是“锦上添花”，而是“系统刚需”。

　　 与此同时，储能经济性的提升也为规模化应用铺平道路。自2014年以来，全球锂电池价格已累计下降约84%，系统成本的快速下降与新能源渗透率的上升形成正向循环，进一步强化了储能的商业逻辑。在国内，1至8月累计新增储能招标达218.54GWh，同比增长125.37%，其中EPC项目106.71GWh，储能系统111.83GWh，数据充分印证了“强现实”的存在。

　　 然而，当前市场仍存在“弱预期”的现象——部分投资者尚未充分认识到储能从政策驱动向市场化盈利转型的深刻变化。事实上，随着电力市场机制不断完善，储能正逐步摆脱对补贴的依赖，走向自我造血的可持续发展路径。山东等地的实践已证明，市场化机制下储能不仅可以“活下去”，还能“活得更好”。

　　 展望未来，中信建投预计2025年至2027年，我国储能年新增装机将分别达到130GWh、160GWh和210GWh，复合增速显著高于多数电力子行业。这不仅是一场技术变革，更是一次电力系统底层逻辑的重塑。储能不再是简单的“充电宝”，而是新型电力系统的“稳定器”和“调节阀”。

　　 可以预见，在“双碳”目标引领下，储能将在源网荷储协同发展中扮演越来越关键的角色。当前的高招标量和排产热度，或许只是行业爆发的前奏。随着电力市场改革深入推进，储能的价值兑现路径将更加清晰，行业有望迈入高质量发展的新阶段。