储能研究院 | 土耳其储能市场研究报告

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“储能研究院”是出海通智库旗下的专业研究院之一，侧重研究全球储能发展形势，分析政策、技术、竞争态势，协助企业把握市场商机、创新商业模式、规避投资壁垒，取得境外储能市场的可持续发展。

引言

当全球储能市场的目光聚焦于沙特的主权资本和澳大利亚的市场化机制时，横跨欧亚的土耳其正以独特的政策组合拳悄然崛起为储能领域的又一战略高地。2026年初，随着能源部长Alparslan Bayraktar宣布2-3GW储能容量将在未来一年内逐步并网，这个连接欧洲与中东的能源枢纽正式迈入储能规模化应用的新阶段。

与沙特“主权资本驱动”、澳大利亚“市场化主导”的模式不同，土耳其储能市场呈现出鲜明的“政策竞标+本地化强制+欧亚互联”的三轮驱动特征。34GW的预许可储能项目储备、高达55-75%的本地化率要求、ACWA Power等国际巨头携5GW风光储大举入场，共同构成了当前土耳其储能市场的基本面。

本文将从八个维度对土耳其储能市场进行全面解构，并在此基础上提出针对性的应对策略。

一、发展现状：预许可储备的爆发式增长

1.1 预许可规模的惊人储备

土耳其储能市场最显著的特征，是其庞大的预许可项目储备。截至2026年初，土耳其已为风光储一体化项目发放了34,000MW（34GW）的预许可证。这一数字远超土耳其官方设定的2035年7.2GW储能目标，显示出市场对储能投资的前所未有的热情。

从项目结构看，已发放预许可的储能项目中，14.6GW为光储一体化项目，计划在未来五年内实施。这意味着土耳其储能市场将在短期内迎来爆发式增长——尽管目前尚无并网级储能项目投入商业运营，但项目储备已位居全球前列。

1.2 区域分布的高度集中

土耳其储能项目的区域分布呈现出明显的地理集中特征。根据土耳其风能协会数据，截至2026年1月，仅马尔马拉地区就集中了11.5GW的预许可储能风电项目，遥遥领先于其他地区。该地区以伊斯坦布尔为核心，工业发达、电网基础好，成为储能投资的首选地。

省级分布来看，泰基尔达以4,863MW位居榜首，克尔克拉雷利（2,663.75MW）和埃迪尔内（2,456.5MW）分列二三位。安塔利亚（897.08MW）和埃斯基谢希尔（537.3MW）也进入前五。这种高度集中的分布格局，意味着储能项目的并网和运营将集中在特定区域，对当地电网提出挑战。

1.3 里程碑式项目的落地

2025年，土耳其见证了首个并网级光储项目的投运。EMRA主席Mustafa Yilmaz宣布，该国首个配备储能的太阳能电站正式投产，装机容量约50MW，位于非农业用地上，未来将扩建。这一项目具有标志性意义——它验证了土耳其在储能项目审批、建设、并网全流程的能力。

另一值得关注的项目是Polat Energy与劳斯莱斯合作的132MWh储能系统，配套Göktepe风电场，成为土耳其最大的储能项目。该项目展示了国际技术与本土项目的结合模式。

1.4 光伏的爆发式增长

2025年上半年，土耳其新增光伏装机3.1GW，累计装机超过23GW，提前超额完成年度目标。值得注意的是，其中超过76%（2.4GW）来自无证项目——即为自用而发电的工商业分布式项目。这一数据揭示了两大趋势：一是工商业用户对电费优化的强烈需求，二是储能与分布式光伏结合的巨大潜力。

二、未来空间：80GW新增目标的刚性牵引

2.1 2035年120GW目标的倒逼

土耳其政府制定了雄心勃勃的可再生能源目标：到2035年，太阳能和风能总装机容量达到120GW。这意味着在当前约30GW的基础上，未来十年需新增约80GW，年均新增约9GW。

这一目标的实现，必然伴随着储能的刚性配套。根据官方规划，到2030年需建成80GWh的储能容量，以支撑可再生能源占比提升。能源部长Bayraktar明确表示，2026年将迎来可再生能源投资的“新高峰”，年新增容量需提升至10-12GW才能达成2035年目标。

2.2 电网稳定性的结构需求

土耳其电网面临的结构性挑战，为储能创造了刚性需求空间。可再生能源占比快速提升，2025年太阳能已成为仅次于水电和天然气的第三大电源。但风光出力的间歇性对电网稳定性构成挑战。

EMRA主席Yilmaz指出，储能投资有助于平衡季节性需求——夏季支持制冷需求，冬季满足供暖需求，同时成为土耳其实现区域能源枢纽目标的关键支柱。随着可再生能源渗透率提升，电网对调频、调峰、备用等辅助服务的需求将呈指数级增长。

2.3 欧亚能源枢纽的战略定位

土耳其地处欧亚十字路口，与保加利亚、希腊、格鲁吉亚、叙利亚、伊拉克等多国电网互联。政府正积极推进“绿色能源走廊”项目，连接阿塞拜疆、格鲁吉亚和保加利亚，计划通过纳希切万向欧洲输电。

这一战略定位为储能创造了额外价值——储能系统不仅服务于本国电网，还可参与区域电力贸易，在跨国输电中发挥平衡作用。能源部长明确表示，土耳其旨在通过增加与邻国的互联容量，扩大电力贸易。

2.4 工商业储能的巨大潜力

Ember分析显示，土耳其拥有120GW的屋顶光伏潜力。目前工商业无证项目已成为光伏增长的主力，但受限于并网容量不足，大量项目被拒之门外。储能成为解锁这一潜力的关键——通过配置储能，工商业用户可在不增加电网负担的情况下扩大自用比例，同时参与需求响应获取收益。

2025年7月，土耳其输电运营商宣布无证项目已无剩余并网容量可用。这一瓶颈将进一步推动工商业储能需求——只有配置储能的项目才能在现有并网点实现扩容。

三、储能政策：YEKA竞标与本地化双轮驱动

3.1 YEKA竞标机制：储能纳入招标体系

土耳其的旗舰可再生能源计划——可再生能源资源区（YEKA），已成功运行多年，累计招标容量超过7.8GW（光伏3.8GW、风电4GW）。YEKA机制的核心特点是：

· 支持大型项目规模化发展

· 吸引外资参与

· 执行国产化规则，支持本地制造业

近期YEKA-4风电招标（2024年）涉及5个陆上项目共计1.2GW，要求本地化程度≥55%，中标者可享受3.5美分/kWh的保障电价，最长20年。2025年初的光伏招标（YEKA GES-2024）共800MW，要求组件本地化率≥75%，电力在自由市场销售5年后，享受约3.25美分/kWh的固定购电协议20年。

值得注意的是，土耳其已明确将储能纳入YEKA招标体系。2025年底，能源部开始通过YEKA组织储能项目招标，成为当前部署储能的唯一途径（因电池储能许可发放已暂停）。

3.2 本地成分支持机制的扩容

2025年12月13日，土耳其官方公报发布了《本地成分条例修正案》，对储能市场产生深远影响。主要修订包括：

· 适用范围扩大：修正前，条例仅适用于可再生能源发电设施；修正后，储能发电设施被纳入适用范围。

· 许可证定义更新：涵盖所有持有预许可证或生产许可证的发电设施，明确“带储能的发电设施”的法律地位。

· 本地制造地位证书：引入“本地制造地位证书”定义，为储能设备享受本地成分支持价格（YADF）铺平道路。

· 罚则机制明确：若未按时提交所需信息、文件不符或在检查中发现不合规，已获得的YADF支持将被要求退还并加收滞纳金。

这一修正标志着土耳其储能政策框架的重大升级——储能设施从此可与可再生能源项目一样，享受本地成分电价补贴。

3.3 电网投资2.0计划

能源部长Bayraktar宣布，土耳其已启动“输电2.0”投资计划，包括高压直流输电线路建设，未来十年规划约300亿美元电网投资。同时，配电网络将实施五年期全国投资维护计划，总额约1万亿里拉。

这些电网投资与储能部署形成协同——输电能力扩容为储能项目并网创造条件，而储能系统则可延缓电网升级投资，优化整体成本。

3.4 许可流程的简化

为加速项目落地，土耳其政府持续优化审批流程。EMRA主席表示，已成功将项目周期从约4年缩短至约2年。同时，能源部正在研究“超级许可”制度，目标将许可项目的审批时间缩短至24个月以内。

这些措施显著提升了土耳其储能市场的投资吸引力。世界银行已承诺提供10亿美元可再生能源融资计划，重点关注分布式光伏和试点储能项目。

四、关键制约：并网瓶颈与市场机制缺失

4.1 并网容量的硬约束

当前土耳其储能市场最大的制约因素，是电网并网容量的饱和。Ember分析师指出，2025年7月起，输电运营商宣布无证项目已无剩余并网容量可用。当变电站所在区域无剩余空间时，项目申请即被拒绝。

这一问题使得新的电网投资成为关键，包括高压直流输电线路和新变电站建设。尽管政府已规划300亿美元电网投资，但短期内并网瓶颈仍将制约项目落地。

4.2 储能许可的暂停发放

另一个关键制约是电池储能许可的暂停发放。Ember分析师透露，目前唯一部署储能的方式是通过能源部的YEKA招标。这意味着独立储能项目无法通过常规许可渠道推进，只能作为风光储一体化项目的一部分参与竞标。

34GW预许可储能项目中，许多可能因无法获得正式许可而难以落地。分析师警告，这些项目多数不太可能建成。

4.3 市场机制的不完善

学术研究指出，虽然土耳其已出台《发电和储电设施验收条例》等法规框架，但辅助服务市场的详细机制尚未完全建立，如服务性能指标（SPM）或死区运行的有功功率公式等。

研究显示，对于风电-电池混合系统，若仅参与日前市场而不提供辅助服务，投资回收期将从纯风电的6年延长至8年；但若参与辅助服务市场，回收期可缩短至6年，内部收益率达17.8%。这一发现凸显了完善辅助服务市场机制对储能投资经济性的关键作用。

4.4 本地化要求的双重影响

YEKA招标中55-75%的本地化率要求，既是政策工具，也是进入壁垒。对于缺乏本地生产能力的外国企业而言，满足这一要求需要与土耳其本土企业建立合资或技术转让合作，增加了进入成本和复杂度。

ACWA Power的项目经验表明，要在土耳其成功中标，必须融入本地化内容和土耳其承包商。这对中国企业的本地化运营能力提出了更高要求

五、商业模式：辅助服务参与是关键

5.1 收益来源的多元化组合

根据学术研究，土耳其储能项目的潜在收益来源包括：

· 日前市场套利：利用峰谷价差实现“低买高卖”

· 辅助服务：提供调频、备用等获取服务收入

· 可再生能源整合：减少弃风弃光，提升项目整体收益

· 容量机制：未来可能引入的容量市场收益

研究显示，土耳其电价具有显著波动性，为套利创造了空间。但仅靠套利难以支撑储能投资——必须叠加辅助服务收益才能实现合理回报。

5.2 混合项目的经济性优势

当前土耳其储能市场的主流模式是风光储混合项目。已发放预许可的34GW储能项目均为风光储一体化。这种模式的优势在于：

· 共享并网容量，缓解电网瓶颈

· 平滑出力曲线，提升可再生能源消纳

· 多收益叠加，优化项目经济性

ACWA Power的5GW框架协议明确采用“风光储组合”模式，第一阶段2GW光伏项目也在考虑搭配储能。这代表了国际投资者对混合项目模式的认可。

5.3 无证项目的自用模式

工商业无证项目是土耳其光伏增长的主力，贡献了2025上半年76%的新增装机。这类项目为自用而建，不向电网售电。配置储能后，工商业用户可进一步扩大自用比例，在电价高企的土耳其市场显著降低电费支出。

这一模式的成功，为户用和工商业储能创造了巨大市场空间——尤其是在并网容量饱和的情况下，储能成为用户实现能源独立的唯一途径。

5.4 绿氢的远期联动

土耳其正积极布局绿氢产业。ACWA Power表示，除太阳能和风能外，公司还在探索土耳其的绿氢和海水淡化机会，作为长期脱碳努力的一部分。绿氢生产需要大规模电解槽连续运行，而电解槽需要储能来平衡可再生能源波动。储能+绿氢的一体化模式，可能成为土耳其市场的下一增长极。

六、投资壁垒：许可暂停与本地化要求

6.1 储能许可暂停的准入障碍

如前所述，电池储能许可发放已暂停，目前只能通过YEKA招标部署储能。这意味着独立储能项目无法推进，企业必须参与竞标并与可再生能源项目捆绑。这一政策在控制项目质量的同时，也提高了市场准入门槛。

6.2 本地化率的硬性约束

YEKA招标中55-75%的本地化率要求，对外资企业构成实质性挑战。这意味着：

· 电池组件、逆变器等核心设备需在土耳其生产或组装

· 需与本土企业建立合资或技术转让合作

· 需雇佣一定比例的本地工程师和工人

ACWA Power强调，其项目将融入本地化内容和土耳其承包商。对于中国企业而言，满足这一要求需要深度本地化布局，而非简单出口设备。

6.3 融资门槛的形成

土耳其储能项目融资面临多重挑战。虽然世界银行等国际机构提供支持，但项目需满足环境社会标准、具备成熟技术和可靠承购协议。预许可项目中，许多因缺乏强力担保或成熟开发商而难以完成融资。

土耳其里拉汇率波动较大，对以外币融资的项目构成汇率风险。项目收益以里拉计价，而设备进口和贷款偿还多为外币，需通过套期保值等方式管理风险。

6.4 国际认证与标准

土耳其尚未建立完整的储能技术标准体系，主要参考国际电工委员会标准。设备需通过土耳其标准局（TSE）认证，认证周期较长。同时，YEKA招标对设备技术指标有严格要求，需提前布局认证。

七、竞争形势：国际巨头与本土龙头同台

7.1 国际巨头的强势布局

沙特ACWA Power是土耳其储能市场最活跃的国际玩家。2026年2月，ACWA Power与土耳其签署5GW可再生能源合作框架协议，第一阶段2GW光伏项目已落地锡瓦斯和卡拉曼省，第二阶段3GW风光储项目计划在COP31期间签署。总投zi预计40-50亿美元，采用项目融资结构。

ACWA Power董事长明确表示，第二阶段项目将组合太阳能、风能和储能，并为第一阶段2GW光伏考虑搭配储能。这一政府间框架协议模式，为国际投资者提供了政策稳定性和融资保障。

阳光电源自2017年起深耕土耳其市场，建立了覆盖全国的销售、技术支持和售后服务网络，在7个地区设有技术服务中心，在2个省份设有维修中心。2025年9月，阳光电源在伊斯坦布尔举办储能系统体验日活动，约200名行业代表参与，展示了其在土耳其清洁能源转型中的深耕姿态。

7.2 中国企业的参与现状

除阳光电源外，其他中国企业在土耳其储能市场的参与度相对有限。但土耳其2035年新增80GW可再生能源目标创造巨大市场空间，中国光伏、风电和储能企业在成本和技术方面具有全球领先优势。

国复咨询分析指出，中国企业需调整策略，考虑与当地企业建立合资伙伴关系，而非单纯出口设备。技术转移和本地人才培养将成为中标关键因素。

7.3 本土龙头的主导地位

土耳其本土企业在储能市场中扮演核心角色：

· Polat Energy：与劳斯莱斯合作开发132MWh风电储能项目

· EnerjiSA、Aplus Energy等本土能源公司积极参与储能投资

· TEIAS：土耳其输电公司，负责电网运营和并网管理

· EPDK：能源市场监管机构，制定政策和招标规则

土耳其风能协会（TÜREB）董事会主席İbrahim Erden强调，储能系统对电网消纳可再生能源至关重要。本土企业的参与，为国际投资者提供了合作机会。

7.4 欧美企业的技术合作

劳斯莱斯与Polat Energy的合作，代表了欧洲企业在土耳其储能市场的技术输出模式。西门子、ABB等欧洲企业在电网技术和储能系统方面也有布局。

与中国企业的成本优势相比，欧美企业更多转向高端技术和项目融资服务。

八、项目进展：从预许可走向开工建设

8.1 已投运项目

· 首个光储电站：约50MW，位于土耳其某非农业用地，已投产并可扩建

· Polat Energy-劳斯莱斯储能项目：132MWh，配套Göktepe风电场

8.2 在建/签约项目

· ACWA Power 5GW框架协议：第一阶段2GW光伏已签约，建设预计2027年启动，首批电力2028年初并网；第二阶段3GW风光储计划COP31签约

· YEKA招标项目：800MW光伏已中标，项目建设即将启动

8.3 预许可项目

· 34GW风光储预许可项目：包括14.6GW光储，预许可期持续至2030年

· 马尔马拉地区11.5GW储能风电项目：处于预许可阶段

8.4 未来规划

· 2-3GW储能并网：预计从2026年起逐步投运

· 2GW新一轮招标：计划2025年底启动太阳能和风能招标

· 80GWh储能目标：到2030年建成

九、应对策略：从项目竞标到本地深耕

9.1 竞标策略：积极参与YEKA招标

当前储能部署的唯一通道是YEKA招标，企业必须将参与竞标作为市场进入的首要任务。关键要点：

· 组建联合体：与土耳其本土企业组成联合体，满足本地化要求

· 提前布局认证：确保设备符合技术标准，提前完成TSE认证

· 融资准备：对接世界银行等国际金融机构，准备可融资方案

9.2 本地化生产：满足本地成分要求

55-75%的本地化率要求是不可回避的硬约束。企业需考虑：

· 建立合资工厂：与土耳其本土企业合资，在当地组装电池pack或逆变器

· 技术转移：将部分核心技术转移至土耳其，培养本地工程师

· 供应链本地化：采购土耳其本土生产的零部件，提升本地成分率

阳光电源在土耳其的布局提供了可借鉴的经验——建立本地团队、技术服务中心、维修中心，深度融入本地市场。

9.3 融资模式创新：对接政府间框架

ACWA Power的政府间框架协议模式值得借鉴。中国企业可：

· 推动中土政府间合作：在“一带一路”框架下与土耳其政府达成合作协议

· 参与主权担保项目：争取世界银行、亚洲基础设施投资银行等多边融资支持

· 探索项目融资结构：以项目未来收益为担保，吸引国际银团贷款

9.4 技术适配：构网型与混合系统

土耳其电网对储能有明确的技术需求：

· 构网型技术：支撑弱电网，提升系统强度

· 混合系统集成：光伏+储能、风电+储能的一体化设计和优化

· 辅助服务参与：开发支持调频、备用等辅助服务的控制系统

学术研究证实，参与辅助服务是储能项目实现合理回报的关键。企业应将辅助服务能力作为核心竞争力。

9.5 时间节点把握：COP31窗口期

COP31将于2026年11月在土耳其安塔利亚举行，成为重要的签约窗口。企业应：

· 提前对接：加强与土耳其能源部、EMRA的沟通

· 准备签约项目：在峰会期间达成合作意向

· 参与配套活动：利用峰会平台展示技术实力

结语

土耳其储能市场正处于从政策规划走向项目落地的关键转折期。34GW的预许可储备、80GWh的2030年目标、ACWA Power等国际巨头的大举入场，共同勾勒出这个欧亚能源枢纽的储能蓝图。

与沙特“主权资本驱动”、澳大利亚“市场化主导”的模式不同，土耳其市场呈现出鲜明的“政策竞标+本地化强制+欧亚互联”的三轮驱动特征。对于中国企业而言，这里既有巨大的增长空间，也有全新的规则挑战——YEKA竞标的激烈竞争、55-75%的本地化率要求、辅助服务市场的机制缺失，构成了必须跨越的门槛。

阳光电源自2017年起的持续深耕，ACWA Power政府间框架协议的创新模式，为中国企业提供了可资借鉴的经验。下一个阶段，真正的考验在于：能否从项目竞标者成长为深度融入土耳其能源转型进程的长期合作伙伴。

正如能源部长Bayraktar所言：“2026年将标志着可再生能源投资的新高峰。”在土耳其这片连接欧亚的热土上，储能不仅是技术，更是通往区域能源枢纽的桥梁

（本报告根据公开资料和储能院研究整理）

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