可再生能源消纳压力（外因）及盈利性提升（内因）为底层驱动力，政策催化助力需求加速兑现。复盘储能装机数据：早期储能技术以抽水蓄能为主，2018~2020年抽水蓄能累计装机占比均超九成；2021年后全球能源转型加速，各主要市场风光装机快速提升，消纳及电网稳定性需求下源网侧新型储能凭借建设周期短、布局灵活等优势成为该阶段储能市场新增装机主力、装机规模不断扩大。2021~2024年全球储能新增装机由18.3GW一举增长至82.8GW，CAGR约65.4%；其中新型储能新增装机由2021年的10.3GW增至2024年的74.1GW，CAGR达93.0%，累计装机占比亦相应由2021年的12.2%快速提升至2024年的44.5%，年均+10.8pct。向未来看，消纳及盈利性为储能装机的核心驱动因素，政策激励下需求有望加速兑现。
　　驱动因素一：消纳压力——全球绿色能源转型背景下的消纳需求，储能可提供各时间尺度调峰、调频服务，并对传统输电设施形成一定替代。全球能源转型趋势明确，风光等波动性电源（VRE）装机规模快速增长，2024年全球光伏及风电装机分别新增452GW/115GW，同比分别+15.9%/-0.5%。风光等可再生能源发电具备随机性、波动性特征，高比例接入加剧电力系统日内净负荷波动，能源供需在“时”（如光伏午间出力高峰期负电价频现）、“空”（新能源出力与电力消费逆向分布，电网容量不足加大远距离传输难度）上的错配使得弃风弃光现象日益严重。据CPIA数据，当VRE渗透率超过15%时，风光消纳成本（即调峰调压调频等稳定性成本，当前以传统火电机组或燃气轮机组为主，启停成本较高）问题将开始显现；超过40%时，VRE消纳成本将超过其发电成本。截至2024年底，已有多个国家或地区风光渗透率超15%，其中德国风光发电渗透率达42.9%、英国渗透率已逼近40%；全球消纳形势严峻，亟需储能等灵活性资源进行系统疏导。
　　国内：消纳红线放开+午间谷段设置（新能源机组盈利性下降），全国风光利用率双双跌破95%。2024年2月《2024-2025年节能降碳行动方案》正式发布，放开“95%消纳红线”的靴子正式落地；与此同时，国内多个地区执行午间谷段电价，多因素叠加之下国内风光发电利用率不断下滑。截至2025年一季度末，全国光伏、风电利用率均已跌破95%，分别为93.8%、93.4%，较2024年底分别-3.0pct、-2.5pct；分地区来看，较2024年底，2025年一季度末全国共有27个地区（占比84.4%）光伏发电利用率出现下滑、共有25个地区（占比78.1%）风电利用率下降。2025年2月国家发改委、国家能源局重磅发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（即“136号文”），明确要求不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，“强制配储”的取消或将在短期内进一步加剧国内风光消纳压力。
　　风险提示
　　●储能装机量不及预期风险：如果全球储能装机量不及预期，储能电池出货将受到影响，带动电池材料出货承压，相关企业盈利能力会有下滑风险。
　　●储能市场竞争加剧风险：储能电池行业竞争日趋激烈，若未来行业低价竞争状况不断持续、劣质产品驱逐良品，将对行业整体造成不利影响。
　　●储能政策风险：海外贸易政策持续加码，将对国内企业产品及产能出海造成不利影响，进而影响相关企业盈利能力。
　　●风电需求端变动风险：全球经济波动背景下，各地区对风电需求量可能产生变化，或将引发供需端格局变动。
　　●风电项目建设不及预期：受风电项目所在地政策端、供应链、施工环境等影响，全球风电装机量可能不及预期，行业增速或将延缓。
　　●风电产业链原料价格波动风险：行业相关原材料价格若发生变动，或将对供应商成本端压力及议价能力产生影响，从而影响企业盈利能力。