储能行业全梳理
2025年，中国新型储能并网规模再创新高，达到65.87GW/190GWh，同比增长69%。然而，比数字更重要的是行业的底层逻辑正在发生深刻变革。随着“136号文”取消新能源强制配储，储能行业正式告别政策驱动，全面迈入市场驱动的新阶段。与此同时，AI算力中心的爆发式增长，为行业注入了全新的、高价值的增量需求。储能正式从新能源的附属品逐步转变为AI时代的电力基础设施。
一、行业简介
储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的技术。实际应用中，储能通常特指电力储能，是将不易储存的电能转化为机械能、化学能等形式储存，以供需要时使用的技术。电的传输速度与光速相同，发、输、变、配、用电往往在同一瞬间完成，要求电力生产和负荷相匹配；但电力生产和负荷具有波动性和随机性，难以实时匹配，导 致电能质量不稳定、利用率不高等问题。储能系统是电力系统中的“蓄水池”，可以动态吸收能量并适 时释放，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”。储能有助于提高输出电能的稳定性、平滑用电负荷，从而有效提高供电质量和用电效率。
储能是推动可再生能源大规模应用的关键技术。风能和太阳能存在间歇性和波动性等固有特性，其出力 特性与用电负荷无法完全匹配，且调度存在困难。因此，风电、光伏等间歇性可再生能源的大规模并网， 存在影响电能质量、干扰电网稳定性、利用效率不高等问题。储能设备可以起到平抑新能源波动、跟踪计划出力、参与系统调峰调频、提高消纳水平等作用，推动可再生能源的大规模应用。发改委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确指出，储能能够显著提高风、光等可再生能源 的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。
储能按应用场景分类：
1、大储（发电侧 & 电网侧）
场景： 大型光伏/风电站、电网公司的枢纽变电站。
体量与客户： 规模巨大，单体项目从几十兆瓦时到吉瓦时不等。客户主要是“五大六小”发电集团、电网公司等大型央企国企。
核心价值： 对发电侧而言，是解决新能源“弃光弃风”、平滑出力曲线的必需品；对电网侧而言，是提供调峰调频、保障电网安全稳定的“柔性充电宝”。
商业模式： 主要包括容量租赁（给新能源电站）、参与电力现货市场套利、提供辅助服务获取收益，以及部分地区的容量电价补偿。
2、工商业储能
场景： 工厂、园区、商场、写字楼、充电站。
体量与客户： 规模中等，通常在100kWh至数MWh之间。客户是千行百业的工商业企业主。
核心价值： 核心驱动力是经济性。通过在电价低谷时充电、高峰时放电（峰谷套利），直接降低用户的电费支出。此外，还能作为备用电源，并在需求侧响应中获取收益。
商业模式： 最主流的是业主自投或由能源服务方投资（合同能源管理），双方分享节省的电费。
3、户用储能
场景： 居民家庭，通常与屋顶光伏搭配。
体量与客户： 规模最小，通常为5-20kWh。客户是海外（尤其是欧洲）和国内部分别墅区的家庭用户。
核心价值： 核心是电力自给自足与用电安全。在海外高电价、电网不稳定的背景下，户储+光伏可以实现“白天发电存电、晚上用”，大幅降低电费并保障供电。
上一轮爆发： 2022年欧洲能源危机是其爆发的直接催化剂，电价飙升使其经济性凸显，造就了上一轮户储的辉煌。
GGII预测，到2030年，全球数据中心储能需求将达到300GWh，年均复合增长率超过80%。这是一个由AI算力爆发催生的全新高增长市场。
二、市场概况
（一）国内政策与市场：
新型电池/绿色氢能，入选“十五五”重大工程。3月6日，十四届全国人大四次会议经 济主题记者会顺利召开。会上，国家发展和改革委员会主任郑栅洁明确表示新型储能成为六大新兴支柱产业之一。国家发展和改革委员会主任郑栅洁在答记者问时表示，将重点打造六个大的新兴支柱产业和六个大的未来产业。六大新兴支柱产业包括集成电路、 航空航天、生物医药、低空经济、新型储能、智能机器人。初步测算，这六大产业相关产值在2025年已接近6万亿，预计到2030年有望再翻一番或更多，扩大到十万亿以上。
3月13 日，中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要发布。《规划纲要》第七章构建现代化基础设施体系中明确，加力建设新型能源基础设施，大力发展新型储能。
去年“136号文”出台以来，我国储能市场迎来重要结构性变化。政策打破了储能与新能源项目的刚性绑定，使储能投资可以独立于 新能源项目进行，从而推动储能行业从强制配储的政策性驱动转向市场化驱动。
①各省建立起电力现货市场，峰谷价差套利构成储能第一部分盈利；
②全国性及内蒙古、甘肃、 新疆、宁夏等省份的容量电价政策，构成了独立储能的第二部分盈利；
③远期绿电直连将进一步打开新能源+储能市场。
1、电力现货市场建立：电力市场化改革加速，提升储能参与度和经济性。
现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行。继山西、广东于23年底正式运行后， 山东、甘肃现货市场于24年6月和9月转正，蒙西现货市场于25年2月转正。湖北、 浙江、安徽、陕西24年内转为连续结算试运行。辽宁、河北南网24年11月实现为期一月的长周期结算试运行，于25年3月启动连续结算试运行，推进速度加快。湖北、 浙江可能在25年底前转正，安徽、陕西、辽宁、河北南网大概率在25年维持。福建、 江苏、湖南、宁夏等有望转为连续结算试运行。
2、国家层面首次明确电网独立新型储能容量电价机制，战略意义重大。
国家出台114 号文，明确“煤储同补”，定价结合储能放电时长、可靠容量系数测算。地方政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立市场化收益机制。当前已落地的地区包括内蒙古、 甘肃、河北、宁夏、新疆、黑龙江等，政策模式涵盖放电量补偿、容量电价机制（火储 同补）、容量电价+峰谷电价叠加、以及容量补偿+辅助服务考核等。补偿标准看，可分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh），并配合考核机制确 保储能出力质量，项目IRR普遍在8–12%区间，高价值省份可达15%以上。114号文首次从国家层面明确容量电价机制，标志政策向全国推广。我们认为，在国内电力负荷较 低、新能源消纳压力较大的地区，如东北、青海、云贵川等地区，将陆续出台容量电价补偿政策，以刺激储能装机缓解消纳压力、稳定电网供电体系。
3、绿电直连储能配置要求更高，拉动储能需求。
绿电直连是指风电、太阳能发电、 生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电。25年5月，发改委发布650号文，设定绿电直连项目中“自发自用电量占可用发电量比例不少于60%，占用电量比例不少于30%”，强调“以荷定源、源荷匹配”。9月，发改 委印发完善价格机制通知，明确绿电直连项目可根据需求选择稳定供应保障服务并向电网支付费用，采用按容或按需量缴纳输配电费的方式，暂按下网电量收取系统运行费用，推动绿电直连项目的发展。
根据规定，配套绿电至少需自消纳60%以上，且企业负荷30%以上应来自绿电，因此储能不仅需满足调峰需求，还需保障一定的夜间用电需求。由于绿电直连项目对储能的需求量显著提高，不仅功率配比通常在稳定用电负荷的25%及以上，储能时长也在4个小时及以上，相比传统集中式新能源项目，储能需求预计至少翻倍。
国家层面的指导方案提出，要推动在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点开展独立储能电站建设。因为这些区域对调峰、调频等辅助服务的需求最为迫切， 储能作为调节性资源，在此类节点才能发挥最大价值。一般来说，位于电网关键节点，单站规模越大，接入电压等级越高的独立储能电站，在全省统一运行调用方面更有优势。
1）高电压等级（如220kV）接入意味着电站能够更直接地服务于主干电网，参与更高层级的电力市场交易和辅助服务调用，从而获得更稳定和可观的收益。
2）不同节点电价差异明显，且随供需每15分钟至1小时波动，它决定储能低买高卖的套利空间，这深刻影响储能电站的选址和运营策略。
据东吴证券预测，大储装机需求将继续向“资源富集+现货价差+容量补偿”省份集中。中国2025-2028 年大储装机需求明确且强劲，增长由清晰的省级目标、跑通的经济模型和多元的应用需求共同驱动。新疆、内蒙古是近25-26年的增长核心，预计贡献40-50%装机。同时，其它已出容量电价补充或具备政策与电网侧场景支撑的省份预计需求将进一步增加。
25 年 1–12月全国储能招标量达到303.8GWh，同比增长76%；其中 1–12月招标容量 Top10 省份分别 为：内蒙古自治区26%、新疆维吾尔自治区18%、宁夏回族自治区10%、山东省9%、 河北省6%、甘肃省5%、河南省5%、广东省4%、云南省4%、山西省 4%，呈现西北、 华北地区集中式项目拉动的结构。据东吴证券，2026年预计装机增速突破50%，达到230GWh+。
（二）海外市场：
1、 美国市场
美国 AI 相关用电量正进入爆发式增长通道，并将在未来几年快速推高全国电力负 荷水平。图中显示，美国 AI 用电量将从2024 年的24TWh激增至 2030E 的1,279TWh，六年增长超过 50 倍；虽然用电量同比增速从2025年后开始逐步回落，但 仍保持在高位区间，表明需求由“超高速增长期”向“高增长常态期”平滑切换。如此迅猛的算力用电拉动意味着美国电网在未来数年将面临显著扩容压力，发电侧、输电侧及灵 活性调节能力的缺口将持续扩大，对电力系统规划与电源结构提出远超当前建设节奏的要求。
AIDC 的高功率密度带来电网容量预警与严重接入瓶颈，单园区负荷由5MW升至 50MW，导致电网局部失衡，PJM多次预警，并出现谐波失真、负荷释放及局部停电风险；部分地区电网接入排队时间长达7年。
美国政策缓和，真实需求释放。
关税：26年中国储能出口至美国关税构成：
3.4%基础关税+25%301 关税（25 年为 7.5%）+10%芬太尼（下调 10%）+暂缓 1 年对等关税 =38.4%，
相较此前大幅下降。
OBBB法案：给与敏感实体缓冲期，年底出具体细则。
30% 的ITC补贴延迟1年退坡，延期至2034、2035年分别下降25%、50%；
新增储能敏感 实体考核，要求储能系统 26/27/28/29/30 年及以后非外国实体材料援助比例分别为 55%/60%/65%/70%/75%，该模式下当前已签订合同或者今年底前开工项目不受影响。
年底细则落地，企业反馈有一定的预案以应对敏感实体考核。中国电芯38.4%关税+0补贴， 1800h 光伏发电，50%+4h配储，对应度电成本0.057美元/kwh，较本土电芯场拿30%补 贴，仅高2%，故而中国供应链依然有望享受美国光储新增高增。
2、欧洲市场
欧洲储能需求进入快速且持续的高增长周期，核心动力来自政策强化、电力系统灵活性缺口扩大以及大规模项目集中落地，预计2025年新增装机上修至17GWh，同比增59%，反映出需求从试点期向大规模商业化阶段跃迁。
英国持续引领欧洲储能市场增长，多国市场同步扩容形成多点开花格局。英国 在容量市场（CM）激励、电价差套利机制完善以及调峰需求提升的作用下继续保持高 增，同时，意大利受益于可再生能源并网压力加剧、电网灵活性需求上升，成为新增装机贡献突出的市场；此外，德国、西班牙等国也呈现不同程度的装机提升，推动区域整体体量快速扩大。
2024年欧洲多国加大财政拨款与专项基金支持，推动储能项目快速开工，特别是2024H2以来多个大型项目集中启动建设，使得2025–2026年成为并网高峰期，从而显著强化了装机增长的可实现性与持续性。
据EESA，年度新增装机将从2025的约17GW攀升至2030E 的64GW，新增储能规模同步由 35.7GWh 跃升至 2003.6GWh，体现出需求在中期持续加速扩张。尽管容量增速在2024 年短暂回落， 但在大型项目集中开工、电网灵活性需求提升及各国激励政策推动下，2025 年起增速重新抬升并保持强劲，反映出欧洲储能市场已从试点阶段全面转向规模化商业落地。
3、新兴市场
新兴市场大储24-26年爆发，可持续至2030年。据东吴测算25年增长178%至 50.29GWh：25年新兴市场大储装机达到37.29GWh，同比增约253%，其中，中东测算增长250%至14GWh，智利翻倍至4gwh，澳大利亚增长75%至3.5gwh，菲律宾、印度各贡献2gwh。
三、产业链分析
储能产业链条清晰，上游是原材料与核心设备制造，中游是系统集成，下游是多元化的终端应用。
上游:原材料及生产装备
电池材料：包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜和其他结构件。这些是储能电池的基本组成部分， 对电池的性能有重要影响。 包含容百科技、ZEC、德方纳米、贵州安达、贝特瑞等企业。
储能电池制造装备：有涂布机、辊压机、卷绕机等。这些设备用于生产储能电池，确保电池的生产质量和效率。
其他电池制造装备：包括电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)等的生产设备。这些系统用于管理和 控制电池的运行，确保电池的安全和稳定。 其他储能生产设备：例如抽水蓄能等其他储能技术装备，用于生产不同类型的储能设备
中游：系统集成
储能技术：例如电化学储能(锂离子电池、铅酸电池、液流电池等)、机械储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等)。这些技术用于存储电能，各有其优缺点和适用场景。
储能电池系统：包括储能电池、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)和储能系统集成(ESS)等。这 些系统确保储能电池的高效运行和管理。
储能运维：包括储能EPC(工程总承包)、储能电站运维(运营维护服务)、储能系统数字化管理和储能服务。这些运维服务保障储能系统的长期稳定运行。
储能电池的制造商，有宁德时代、比亚迪等；储能变流器与电池管理系统的制造商，有阳光电源、南都电源、科华数据等，在应用解决方案方面，派能科技、鹏辉能源等企业凭借其在储能电池和系统集成方面的优势。
下游：储能场景应用
电源侧储能：包括风电储能、光电储能、传统电站储能、氢储能等。如Sermatec、海博思创、南网科技、电科院等企业。这些企业将储能技术应用于电网调峰、 调频等场景，提高电力系统的灵活性和稳定性。
电网侧储能：包括变电站储能、调频储能等。这些储能应用主要用于电网的调节和稳定。
用户侧储能：包括家庭储能、工商业储能、数据中心/基站储能等。这些储能应用主要用于用户端，帮助用户节省用电成本和提高用电可靠性。
储能后市场服务：包括充电站/充电桩、换电站/换电柜、储能电池检测、储能电池回收利用等。这些服 务保障储能设备的后期使用和环保处理。
储能系统的成本构成直接决定了价值链的分配。在一个典型的项目中（以100MWh级大储项目为例），成本结构如下：
1）电池（电芯）（~55-60%）： 绝对的核心成本，也是技术壁垒和价值最高的环节。其性能、寿命和安全性直接决定了储能系统的质量。这一环节由宁德时代、比亚迪等电池巨头主导。
2）储能变流器（PCS）（~15-20%）： 相当于系统的“大脑”和“四肢”，负责交直流转换和控制充放电。决定了系统的响应速度和并网性能。阳光电源、上能电气等是这一领域的头部玩家。
3）能量管理系统（EMS）（~5%）： 系统的“决策层”，负责数据采集、策略优化和电网调度响应。优秀的EMS能最大化储能系统的套利收益。
4）电池管理系统（BMS）（~5%）： 系统的“守护者”，负责监控每颗电芯的电压、温度、状态，确保安全和一致性。通常由电池厂或专业BMS厂商提供。
5）温控与消防（~5%）： 系统的“环境保障”。随着大容量、高密度电芯的应用，热管理（液冷成为主流）和消防设计的重要性与日俱增，直接关系到系统安全。英维克是温控领域的龙头。
6）其他（结构件、线束、土建等）（~10%）： 包括集装箱、电缆、安装施工等。
主要技术路线对比：
根据储能原理划分，常见的储能技术可分为物理储能和化学储能两大类。物理储能包括机械储能、热储能和电磁储能，其原理为将电能转化为机械能、热能形式储存，或将电能以电磁能形式直接储存。化学 储能包括电化学储能和氢储能，是将电能转化为化学能，用电时通过电化学反应释放电能的技术。储能不同应用场景对响应速度、充放寿命、储能时长、选址灵活性等具有不同需求，因此技术路线也百花齐放，选择较为多样。
1）磷酸铁锂储能： 绝对主力。 凭借其高安全性、长循环寿命、成本持续下降的优势，在发电侧、电网侧、工商业、户用侧全面渗透，市占率超95%。是当前唯一具备大规模商业化应用条件的技术。
2）液流电池： 长时储能的潜力股。 以全钒液流电池为代表，其最大优势是本征安全（水基电解液，不会燃烧爆炸）和寿命极长（循环次数可达15000次以上），非常适合对安全要求极端严苛、占地不受限、需要长时间放电（4小时以上）的场景，如大型独立电站、高安全要求的工厂或数据中心。但其缺点是能量密度低、初装成本高。
3）钠离子电池： 资源自主的替代路线。 与锂离子电池结构类似，但使用资源更丰富、成本更低的钠。其优势在于低温性能好、倍率性能佳，且在锂价高企时具备成本优势。未来有望在对成本敏感、对能量密度要求不高的两轮电动车、低速电动车和部分储能领域形成补充。
4）压缩空气/重力储能： 百兆瓦级的长时选手。 适合超大规模的电网级储能，例如利用废弃矿井、盐穴进行储能。目前项目较少，受地理条件限制，尚处示范阶段。
四、竞争格局
全球储能市场竞争格局方面，根据伍德麦肯锡发布的2025年全球储能行集成市场份额数据，前五大系统集成商合计占比49%，特斯拉以15%市占率位居第一，阳光电源以14%市占率位居第二，全球十大储能系统集成商中有7家为中国企业，分别是阳光电源、中国中车、远景储能、华为、海博思创、比亚迪、 新源智储。
国内储能系统行业市场竞争格局来看，整体较为分散，根据中国储能网公布的2025年1-9月国内储能系统中标份额来看，前五大系统集成商合计占比39%。其中，中车株洲所占比14%位列第一，赣锋锂电、 比亚迪、宁德时代、海博思创分别占比9%/8%/5%/3%，位列二至五位。
美国地区储能系统集成集中度较高，2024年CR5合计占73%。其中特斯拉39%、阳光电源10%、其他如 Fluence 和 Powin 位列前五；
欧洲地区与美国地区相似，集中度较高，CR5占据70%的市场份额，2024年阳光电源以21%的份额引领 市场。前三大公司还包括Nidec和特斯拉。
中国的储能系统集成商市场呈现出较为明显的金字塔结构：
1）第一梯队（>10GWh）： 宁德时代、阳光电源、比亚迪、中车株洲所。这些企业要么掌握核心电芯（宁德、比亚迪），要么拥有强大的电力电子技术和项目经验（阳光电源），要么背靠强大的央企资源（中车）。它们凭借技术、品牌和成本优势，主导了大型集采市场。
2）第二梯队（2-10GWh）： 海博思创、远景能源、电工时代、采日能源等。这些企业在细分市场或区域市场拥有较强竞争力，或与特定能源集团绑定较深。
3）第三梯队（<2GWh）及众多中小厂商： 大量企业在价格战中挣扎，面临被淘汰或并购的风险。
随着行业驱动力从政策转向市场，企业的竞争焦点也在发生深刻变化。
1）从“价格”到“价值”： 在强制配储时代，业主追求的是最低的初始投资成本，导致劣币驱逐良币。而在市场化时代，电站的运营收益成为核心。这意味着系统效率（RTE）、循环寿命、全生命周期度电成本（LCOS） 成为更关键的考核指标。能跑赢市场、赚到钱的产品才有价值。
2）从“卖产品”到“卖解决方案”： 单纯的设备供应商利润越来越薄。头部企业开始向下游延伸，提供包括电站开发、EPC、并网、运维、参与电力市场交易在内的“一站式”或“全生命周期”服务。阳光电源、海博思创等都在加强自己的软件和算法团队，以优化电站的运营策略。
3）从“成本战”到“技术战”： 当“能用”的产品都能做时，比拼的就是“好用”和“安全”。大容量电芯（300Ah+）、液冷温控、更高安全等级的消防系统、构网型储能技术（能主动支撑电网），正在成为头部企业拉开差距的壁垒。
4）全球化与出海能力： 海外市场（尤其是欧洲、美国、中东）盈利水平远高于国内。能否通过严苛的认证（如UL、IEC）、建立海外本地化团队、解决物流和售后问题，成为企业能否穿越周期、实现高质量增长的关键。阳光电源、派能科技等是出海的先行者。
五、核心看点：新能源驱动 vs AI驱动
1、上一轮：新能源驱动（2020-2024）
这是一个由政策强拉动的黄金时代。
核心逻辑： 风光装机爆发 > 电网消纳压力 > 强制配储政策出台 > 储能装机被动跟随
行业特征：
1）被动性： 储能是新能源电站的“附属品”，是为了满足并网门槛而不得不配的“成本项”。
2）利用率低： 大量配建的储能电站沦为“晒太阳”的闲置资产，年均利用小时数不足300小时。
3）盈利模式单一： 主要依赖向新能源电站收取容量租赁费，收益率普遍偏低（4-6%），缺乏市场化收益。
4）价格战惨烈： 产品同质化严重，价格成为唯一竞争要素，导致2024年行业大洗牌。
2、这一轮：AI驱动（2025- ）
核心逻辑： AI算力爆发 > 数据中心成为“电老虎” > 科技巨头承诺100%使用绿电 + 电网稳定性挑战 > 储能成为算力中心的刚需基础设施
行业新范式：
1）高价值需求： 互联网大厂（如微软、谷歌、亚马逊、腾讯、阿里）是核心客户。他们对价格的敏感度远低于对系统可靠性和安全性的要求。数据中心的断电损失是以秒计的，这决定了他们愿意为优质、可靠的储能方案支付溢价。
2）真实的“经济账”： 对数据中心而言，配储不再是政策账，而是绿电直连、降低运营成本的经济账。配合储能，可以最大化利用便宜且清洁的光伏绿电，同时通过需求侧响应获取收益。
3）技术与品牌溢价： 在这个赛道，单纯的价格战失效了。胜出的将是技术整合能力最强、系统可靠性经过验证、品牌信任度最高的企业。能够提供从绿电接入、储能配置到智能调度整体解决方案的厂商，将享受技术红利。
AI驱动增量空间测算：
1）需求刚性： 1GW的算力中心年耗电约70亿度（7000GWh），相当于一个中等城市。为了保障绿电占比和供电稳定，其配储比例和时长要求（通常3-4小时）都高于普通新能源项目。粗略测算，每100MW的数据中心将催生450-800MWh的储能需求。
2）市场规模： 中国规划在建的智算中心已超100个。预计到2027年，国内AI数据中心的储能需求将突破69GWh。到2030年，全球AI数据中心的储能需求预计达到300GWh。国际能源署（IEA）等机构预测，全球数据中心电力需求将从2024年的668TWh增长至2030年的1900TWh，储能成为满足电力需求与零碳目标的关键支撑。
从AIDC规模看， 全球AI算力需求正以年均50%以上的速度增长：IDC数据显示，2025年全球AIDC算力规模将达2020年的10倍，国内“东数西算”工程已推动超30个大型AIDC集群开工，单体项目算力规模普遍超1000PF lops。而AIDC的“高功率、高波动、高可靠”用电特性，对储能提出了刚性需求，据此测算，每100MW 算力的AIDC需配套10-20MWh储能，2030年国内AIDC储能市场规模将超1500亿元，全球市场规模有望 突破500亿美元，是当前储能市场的“增量级赛道”。
储能技术的快速迭代，为AIDC场景提供了更适配的解决方案，加速了“蓝海”成型。在技术路线上， AIDC 储能已形成“多元化适配”格局，同时，AI技术与储能的融合（如AI预测AIDC负荷曲线、优化储能充放电策略），进一步提升了储能系统的经济性与可靠性——某头部云厂商数据显示，AI调度可使 AIDC 储能利用率提升20%，综合成本降低15%。
六、相关标的
【海博思创】：公司是国内领先的储能系统解决方案与技术服务供应商，自2011 年成立以来持续深耕电化学储能系统集成，业务结构聚焦，2025H1储能系统收入占比达99.77%。公司 实控人持股集中，控制权稳定，核心管理层多具备清华及海外名校技术背景，研发人员占比近30%，技 术基因深厚。受益于储能市场快速发展及商业模式转向市场化驱动，公司业绩持续高增，2025年营收 116 亿元，同比增长40%；随着独立储能与海外项目占比提升，毛利率已呈现企稳回升态势，未来盈利 空间有望进一步打开。
【阳光电源】：全球储能系统集成龙头，提供储能系统解决方案，涵盖储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及系统集成。根据2025年10月28日投资者关系活动记录表，公司25年储能出货目标40-50GWh，26年的发货目标还在研讨规划中，预计26年全球储能市场还能保持40-50% 增速。基于对全球市场的展望以及公司在全球市场的领先地位，26年公司储能业务的增长有望高于行业水平。
【宁德时代】：全球领先的储能电池供应商，专注于储能电芯研发、生产及储能系统集成。全球储能电池出货量连续5年第一，2025年市占率约30.4%。与特斯拉、Fluence、华能等全球客户合作，覆盖电网级大储、海外高端市场。通过合资、参股等方式布局储能产业链上下游，强化供应链控制。
【阿特斯】：将储能作为核心业务板块，致力于提供光储一体化解决方案，通过“光储协同”战略，将光伏与储能技术深度融合，满足不同场景下的能源存储与供应需求。截至2025年，阿特斯储能年产能达20GWh，2024年储能交付量超7GWh，2025年前三季度储能出货量达5.8GWh，订单储备超79GWh，业务覆盖北美、欧洲、拉美、澳洲等全球主要市场。
【艾罗能源】：是全球户用储能系统的重要供应商，2023年户储系统出货量位列全球Top 5。公司聚焦储能与光伏领域，产品覆盖户用、工商业及地面电站场景，业务遍及全球110多个国家和地区。深耕欧洲工商储，在欧美、澳洲市场占据重要份额，同时积极拓展新兴市场（如巴基斯坦、南非）。其储能产品广泛应用于家庭能源自给、工商业能源管理、光伏配储等领域，助力客户实现能源成本优化与绿色转型。