2025年1月，我国新型储能新增装机规模达2.87GW/8.23GWh，容量同比增长22.8%。1月储能中标规模创历史新高，储能系统及EPC规模达7.71GW/60.69GWh。配储政策的取消在中期或对储能需求形成利空，但短期内装机仍具备支撑。一方面，存量中标项目体量较大，业主违约概率相对较低。另一方面，地方政策尚未出炉，现行政策依旧需要配储。综合考虑，维持2025年新增装机45.7GW/121.4GWh的预期。从装机节奏来看，往年半年度抢装潮有望提前。新能源项目“531”抢装推动光储项目的增量提前释放。受时间限制，集中式电站大规模抢装难以实现，预计以分布式项目为主。鉴于分布式项目目前尚无强制配储要求，储能抢装力度预计不及光伏。
　　海外方面，2024年12月美国储能市场（大于1MW）新增并网2146.4MW，同比增速回升至58%，年末抢装效应依旧明显。全年累计装机10709.6MW，同比增长61%，但完成率依旧偏低，并网延期现象扰动仍在。特朗普政府暂停IRA补贴对储能边际影响较为有限，储能项目规划规模未见明显下滑，2025年规划规模19136.8MW，全年预计新增装机48.2GWh，同比增速31%。
　　欧洲大储高歌猛进，户储需求仍旧偏弱。1月德国储能新增装机198.5MW/311.2MWh，同比下降39%，2024Q4英国大储新增装机达812MWh，创单季历史新高，意大利2024Q3新增装机546MW/1734MWh，同比大增136.6%。新兴国家储能项目加速落地，其中智利至项目储备总量提升至23266MW，澳大利亚Q4达成财务承诺的储能系统1936MWh，在建项目2475MWh，中东与亚非拉等地区亦有大型项目落地。
　　出口市场表现强劲。2025年1月，储能电池出口大幅增长，总量达6.3GWh，同比增长超3000%，环比增长28.8%。2024年12月，逆变器出口回暖，总量420.7万个，同比增长20.3%，环比增长4.2%。
　　国内储能中标价格在连续3个月回暖后再度走弱。1月2小时储能系统平均报价0.613元/Wh，环比下降12%，4小时储能系统平均报价0.472元/Wh，环比下降2.1%。2小时储能EPC平均报价1.115元/Wh，环比下降5.5%，4小时储能EPC平均报价1.115元/Wh，环比下降11.5%。
　　储能收益方面，国内表前大储与工商储收益均有所下降。大储套利收益下滑或受春节假期影响，现货市场绝对价格较低；工商储收益下滑主要受峰谷价差收窄影响。欧洲户储收益随民用电价小幅回升，英国大储收益大幅上升。