中国储能网讯：2025年1—6月，中国储能企业的海外成绩单堪称惊艳。据CESA储能应用分会产业数据库统计，1月—6月中国企业新获199个海外储能订单/合作，总规模超160GWh，同比增长220.28%。

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订单海啸：上半年海外市场爆发

从区域分布来看，中东地区订单达37.55GWh，占比23.44%；澳大利亚32.31GWh，占比20.17%；欧洲22.81GWh，占比14.24%；日本15.06GWh，占比9.40%。受贸易战和高关税影响，对美国的订单仅3.84GWh，同比骤降89.96%。

其中，中东市场不仅是增速最快的黑马，增量也位居全球首位。沙特、阿联酋等国家通过巨额投资推动能源转型，为中国企业提供了广阔市场空间。

欧洲市场方面，大储装机增长迅猛。据Trend Force数据，2025年欧洲储能新增装机预计达26GWh，同比增长26%，其中大储装机量将达16GWh，同比增长49%。

亚太市场方面，除比较热门的东南亚和澳大利亚之外，仅印度一地就新增多个GWh级项目。如南都电源6月斩获印度某知名发电运营商1.4GWh储能系统大单，该项目是印度最大的单体储能项目之一。天合储能则与南都电源共同拿下印度ACMESolar公司3.1GWh订单。

从企业来看，各龙头企业分别斩获多个超级订单，如宁德时代1月与阿联酋马斯达尔达成19GWh储能合作，打造全球最大光储一体化项目；2月比亚迪储能与沙特电力公司签署12.5GWh储能合同；6月比亚迪再为智利阿塔卡马绿洲项目供应3.5GWh储能系统。

特别是6月最后一周，海外订单爆发尤为惊人。南都电源、晶科储能、上能电气三大巨头在短短七天内狂揽超5GWh海外订单，单周签约量直接超越2024年同期全月水平。

图  2025年1-6月中国企业新增储能出海订单/合作规模及数量

在海外订单爆发的背后，其实是中国储能企业针对不同市场环境的技术创新和场景适配能力。

面对印度、东南亚等热带地区的高温挑战，液冷技术成为破局关键。针对欧洲高端市场，中国企业推出了更高规格的系统集成方案。如南都电源在希腊项目采用CenterLPlus5MWh液冷储能系统，搭载自产314Ah储能专用电池，并提供为期十年的全生命周期运维服务。

技术路线选择也因地制宜。晶科储能产品总经理吴殿峰指出，光储系统主要有直流耦合和交流耦合两条技术路线。直流耦合在海外应用更广，可实现光伏直充储能，省去变压器并提升能效。

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中东市场：供电问题严重，光储替代柴发潜力大

近几年来，中东地区多个国家如伊拉克、叙利亚和伊朗的电力供应面临严重挑战，停电问题普遍且持续时间长，大量居民及企业在停电时依赖柴油发电机，但其成本高昂，光储系统具备较高替代潜力。 

由于伊拉克电力短缺问题频发，全国大部分地区每日停电时间长达7小时，库尔德斯坦地区更高达19小时。叙利亚内部冲突导致电力基础设施几乎完全损毁，燃料短缺、电网老化及战后重建滞后使得停电成为常态，居民和企业依赖昂贵的柴油发电机。石油大国伊朗也不例外，2024年底至2025年初，伊朗面临严重的能源危机，全国大面积停电。

在电力危机压力下，中东各国政府逐步加大对户储和工商储的政策支持，以缓解供电压力并推动能源转型。如伊拉克低息贷款推动分布式光储，聚焦户用及工商业市场。2025年4月，伊拉克央行推出专项低息贷款计划，支持户用及工商业光储系统安装。贷款额度覆盖700万至3000万伊拉克第纳尔（约4,800-2.07万美元），利率上限2.5%，还款期长达7年，大幅降低用户投资门槛。2025年3月以来，中国向伊拉克出口的逆变器及锂电池金额均迎来快速增长，需求有望持续释放。

伊朗的工业园区计划也在加速工商储发展。2025年初，伊朗小型工业和工业园区组织（ISIPO）宣布将建设24个太阳能专用工业园区，重点部署工商业储能系统。

有机构预测认为，中东等地区对光储需求始终存在，在光储持续降本、中国产品渗透入当地渠道下，中东地区的市场需求有望逐步释放。

值得注意的是，当前中国储能企业在中东市场已经出现了多种内卷化特征：一是价格跌破合理成本线。今年，有一家中资企业为了中标卡塔尔800MWh项目，报价仅为6.2美分/Wh，换算后约为0.44元/Wh，远低于该公司此前在中东项目的报价。二是技术投入占比下滑。从行业数据看，2023年中东储能项目的研发投入占比有所下降。三是安全风险不断积聚。为了压低成本报价，个别企业为了低价拿单，开始用B级电芯替代A级产品。这类电芯大致在高温环境下项目循环寿命衰减速度加快，一旦发生安全事故，将会影响到所有中国企业品牌形象。

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澳大利亚：补贴减免30%成本，户储经济性大幅提升

2025年，澳大利亚极端天气频发，根据NRMA保险公司数据，2025年1月到5月，因极端天气造成的索赔事件已经超过32000起，比2024年全年还要多。2025年5月26日，澳大利亚能源监管机构（AER）宣布：从新财年开始，澳大利亚多个地区的默认电价（DefaultMarketOffer）将全面上调，部分区域涨幅高达9.7%。

2025年5月，澳大利亚政府还宣布了23亿澳元的“廉价家用电池计划”，计划从2025年7月起，家庭、企业和社区组织安装小型电池系统（5kWh至100kWh）可以享受前期成本约30%的折扣。在30%补贴下，典型户储系统投资回收期从此前的7-8年下降至5-6年，部分甚至可下降至4-5年，经济性大幅提升。

目前，澳大利亚光伏年安装套数超30万套，而2024年配储比例仅约10%，存量的户用光伏配储率低于5%，主要因户用光伏投资回收期普遍在3-5年，而户储系统投资回收期在7-8年，居民在经济性影响下配置户储意愿较低。而此次户储补贴下，投资回收期下降至5-6年，因此户用光伏配储率或迎来大幅提升。

另一方面，光伏上网电价近年来持续降低，2025年7月起政府不再设定最低上网电价，电力零售商可设定自己的上网电价，机构预计光伏上网电价持续走低亦有望增加储能经济性，居民配置储能以提高光伏自发自用率。未来澳大利亚将继续着力发展可再生能源以降低系统成本，从而有效缓解澳大利亚高电价的问题，而在这一过程中，配储必不可少。

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欧洲市场：配电侧光伏装机量较大，消纳需求推动储能装机上行

欧洲电网消纳问题的核心在于欧洲的大部分电网基础设施都是为集中式能源系统而设计的，原本老式的基础设施难以应对间歇性可再生能源的快速增长，其结果是电网无法将电力从发电地高效输送到最需要的地方，在高峰期出现阻塞现象，从而导致供能不平衡、可再生能源浪费，并最终阻碍能源转型和经济增长。

2025年1月，德国政府通过了《太阳能峰值法案》，在电价为负时暂停对新建光伏系统（2kW以上）的上网电价（EEG）补贴，同时还规定，除非配备智能电表，否则新建光伏系统的上网功率不得超过60%，加速智能电表推广。另一方面，法案引入了更灵活的储能充电方式，即允许储能既利用太阳能充电，也能利用电网充电，由一充一放变为两充两放，储能经济性有望进一步提升。

2025年，法国能源监管委员会（CRE）发布3Q25屋顶光伏上网电价政策，正式取消9kW以下光伏的上网电价补贴以鼓励业主增加自发自用比例，同时自2023年以来，针对100kW-500kW工商业光伏的FIT电价也持续回落，将光伏经济性向储能倾斜。

在用户侧储能方面，自2025年1月1日起，德国强制要求电力供应商向所有用户（包括工商业和居民）提供动态电价套餐，电价直接挂钩欧洲能源交易所（EPEX SPOT）日前拍卖价格，波动性大幅增强。相比固定电价或分时电价，动态电价能更精准反映市场供需变化，为储能系统提供更大的峰谷价差套利空间。

有机构认为，欧洲工商业储能市场正处于快速增长的拐点，2029年装机量有望达20GWh，2024—2029年CAGR达55%。在欧洲政策补贴力度加强、动态电价普及、峰谷价差增大趋势下，工商储经济性提升，有望持续激发工商储需求。根据Solar Power Europe预测，2025年欧洲工商储装机或达3.6GWh，同比增长62%，至2029年有望提升至20GWh，2024-2029年CAGR达55%。

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亚洲市场：多点开花，光储逐步平价渗透

巴基斯坦：停电+经济性驱动，增长趋势明显

公开资料显示，巴基斯坦市场三角债问题严重，电价高昂、停电问题严重，2024年以来户用光储需求快速增长。

2025年，巴基斯坦电价依旧高昂，户用光储回本周期3-5年，工商业光储4-6年。2025年4月，巴基斯坦将居民电价下调7.41卢比/kWh（约合0.19RMB/kWh）、商用电价下调7.61卢比/kWh（约合0.19RMB/kWh），以减轻消费者负担，但目前巴基斯坦居民侧电价仍然高达34卢比/kWh（约合0.86RMB/kWh），原高于巴基斯坦户用光储LCOE，户用光储系统回本周期约3-5年，工商储系统回本周期约4-6年，均具备较好经济性。

2025年6月，巴基斯坦能源部长组织高级别磋商会议，讨论将太阳能净计量政策转变为净计费政策，或净计费政策执行也即意味着光伏上网电价大幅降低，巴基斯坦光伏配储率或大幅提升以增加光伏自发自用率。

经过2024年需求高增后，目前巴基斯坦光储渗透率仍然较低，机构预计在高电价与低供电可靠性下户用光储系统仍有进一步高增潜力。另一方面，随锂电池成本下降、中国企业推出低成本锂电池方案，锂电池正全生命周期性价比体现，并逐步替代原有铅酸电池，中国出口量正快速增加。

印度：政策推动储能发展，光伏配储需求不断增加

2025年初，印度电力部面向相关可再生能源实施机构及州级电力公司颁布规定，要求光伏项目需按照10%/2h配备储能系统，旨在缓解光伏发电的间歇性问题，以及在用电高峰时段提供电力支持。根据印度中央电力局预计，到2032财年，印度将需要411.4GWh的储能系统，可能吸引4.79万亿卢比的储能投资。

越南：工商储经济性优异，加速推进电力市场改革

越南电力短缺与电价飙升双重压力下，发展户储、工商储的紧迫性凸显。近年随着越南工业快速发展，电力需求持续攀升，然而发电输电设施建设滞后导致严重缺电。在缺电与电价上涨的双重压力下，不仅居民用电负担加重，工商业企业也面临较大成本压力。这种局面正强力推动越南加快可再生能源发展和储能系统建设，以缓解电力供应紧张局面并平抑电价上涨趋势。

目前越南电力市场化程度较低，但工商储经济性优异。越南电力集团（EVN）垄断输配电及零售业务，终端电价由政府制定。2025年越南工商业峰谷价差达3,253-5,056越南盾/kWh（约合0.96-1.49RMB/kWh），经济性较为优异，而居民电价未实施峰谷定价。

缅甸：电力短缺持续恶化，户储及工商储能市场机遇增加

缅甸正面临电力危机，电力短缺问题恶化。因输电线路受损导致输电能力下降、天然气短缺等影响，2025年1月缅甸全国平均电力供应仅为2200兆瓦，缺口高达50%，仰光地区电力供应率为48%，曼德勒地区电力供应率为17%，包括内比都在内的其余各省和邦电力供应率为35%。为应对这一局面，仰光、曼德勒等主要城市不得不实施轮流停电措施，部分地区每日供电时间缩短至3-6小时，甚至出现长达12小时的持续停电。

此外，缅甸政府于2024年9月实施了电价调整政策，家庭用电（200度以上）价格从125缅元/kWh（约合0.43RMB/kWh）上调至300缅元/kWh（约合1.02RMB/kWh），商业用电（20001度以上）从180缅元/kWh（约合0.61RMB/kWh）飙升至500缅元/kWh[42]（约合1.70RMB/kWh）。

2025年，在电力供应短缺与电价上涨的双重压力下，缅甸户用及工商业光储需求快速增长。数据显示，2025年1-5月，中国向缅甸出口逆变器金额达6800万美元，同比增长190%。

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美国市场：储能短期或迎抢装潮，中长期仍将持续增长

2025年5月10日至11日，中美两国在瑞士日内瓦达成协议：5月14日之后，美国对华关税降至30%（20%芬太尼税+10%对等关税）。根据计算，90天缓冲期内，中国储能电芯/系统关税水平为40.9%（原301关税7.5%+基础关税3.4%+30%）；缓冲期结束后到2025年底，关税水平为64.9%（+24%暂缓关税），而从2026年1月起，一旦“301关税”上调，关税将升至82.4%（原301关税从7.5%增加至25%）。机构认为，在当前90天窗口期关税相对较低以及未来储能电池关税潜在提升的背景下，2025年三季度前美国储能需求仍较为景气。

2025年6月16日，美国参议院审议“TheOne,Big,BeautifulBill”法案，并对众议院通过的版本做出修改，放宽了ITC补贴的外国实体援助与技术合作限制，延长了部分ITC补贴的退坡时间。7月4日，美国总统特朗普签署该法案，该法案正式生效。此次修改整体边际利好美国储能经济性，而对外国实体援助和技术合作限制的放开也能够保证未来美国储能市场的进口需求，利好国内储能相关企业出海。

总体来看，美国电力需求旺盛，可再生能源仍有成本优势。其数据中心建设、制造业回流、电动车市场增长等共同推动了美国电力需求的增长。同时，美国电网老化问题突出，并网延期问题严重，导致美国对储能的需求具有一定的刚性。

机构认为，短期内特朗普政府的行政命令可能对美国新能源发展产生一定不利影响，传统能源短期复苏加快，煤炭和天然气发电量占比有可能回升。但从长期视角来看，在没有补贴的情况下，可再生能源的成本仍旧较低，且部署速度较快。在美国电力需求日益增长的背景下，可再生能源将继续在美国新建发电设施中发挥关键作用，也将继续带动储能需求增长。

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其他新兴市场：政策持续推动，储能前景良好

巴西：风光发电增长迅速，国内储能需求旺盛

根据巴西矿业与能源部（EPE）发布的《2025巴西平衡能源总结报告》，2024年巴西总发电量中可再生能源占比88.2%，其中风光占比23.7%。然而，巴西的储能需求却未得到释放：Greener的调查显示，截至2024年，巴西累计储能装机量仅为685MWh，其中70%为离网系统。究其原因，一方面是巴西早期电力市场化程度低，没有合适的商业模式；另一方面，巴西税费较高使得储能电池成本相对较高，经济性较难得到满足。而在巴西未来风光渗透率提升，电网输电瓶颈难以短期解决的背景下，机构预计巴西集中式储能招标或将放开，电力市场化进度将不断推进，储能需求将得到释放。

尼日利亚：电力危机加剧，户储及工商储能潜力凸显

尼日利亚因其电力基础设施老化、天然气供应不足及人为破坏导致停电问题严重，其户用及工商储能市场因高电价和电力危机展现出较大增长潜力。2024年，尼日利亚电力监管委员会（NERC）批准电价上调300%，达到225奈拉/kWh（约合1.05RMB/kWh）。2024年11月，尼日利亚全国电网年内第九次崩溃，发电量一度降至0兆瓦；过去十年电网故障超200次，迫使97%以上的企业和大部分政府机构依赖昂贵柴油发电机。

目前，城市中产家庭正转向安装光储系统以应对停电并降低电费，户用及工商储因提供可靠备用电源和降低能源成本，在高电价和不稳定电网环境下经济性日益突出，市场发展潜力可期。

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2025下半年：出海战略转向，竞争格局生变

随着上半年订单潮落定，2025年下半年，中国储能企业的出海战略呈现出三大新方向：

1.产能出海加速推进。6月，亿纬锂能宣布在马来西亚新建储能电池项目，投资不超过86.54亿元；海辰储能在美国首个储能系统制造工厂正式开业，7月投产后，将具备年产10GWh电池模组及系统的能力。

2.欧洲大储市场崛起。欧洲市场正从户储为主转向大储主导，2025年大储装机占比预计达60%。这一转变对中国企业提出更高要求——大储领域对系统集成能力、本地化运维服务的要求远高于户储产品。

3.新兴市场多点开花。东南亚、拉美、非洲正成为储能“新蓝海”。据海外机构预测，2025年中东市场储能装机有望接近13GWh；印度储能招投标项目数量持续增长；东南亚与非洲的光伏与储能需求也在快速攀升，中国企业将在这些新兴市场展开激烈竞争。

同时，在中国企业2025年出海热潮中，也有多个潜在挑战不容忽视：

1.政策波动风险。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出，本轮“出海潮”在很大程度上受海外补贴政策驱动，具有明显的阶段性特征。

2.本地化壁垒提高。美国正力促锂电池及其核心材料本地化采购；欧洲要求储能电芯本地化率提升；中东地区则对知识产权与技术输出提出更高要求。

3.同质化竞争加剧。已有业内专家警示海外市场拐点将至，欧洲、东南亚等市场已开始出现较强的同质化竞争趋势。

面对上述挑战，头部企业也在各自调整策略。如瑞浦兰钧将产能布局到印尼，计划建设年产能18GWh的电池工厂；欣旺达匈牙利基地预计2026年下半年投产；宁德时代则将410亿港元IPO募资额的90%用于匈牙利建厂。

业内人士认为，新兴市场与产能输出已经成为2025年下半场的竞争焦点，中国储能企业的海外足迹将从单一产品输出，演变为技术标准、产能布局和服务体系的全方位出海。