摘要：储能增长的核心逻辑是新能源渗透率提升和储能系统成本下降的共振。目前国内储能市场需求强劲，锂电池排产旺盛，储能电池出现涨价迹象；5.31后淡季不淡，项目招标高增。原因主要可分为两点，一是多省推出容量补偿、容量租赁等政策提升储能项目收益确定性；二是新能源全面入市背
储能增长的核心逻辑是新能源渗透率提升和储能系统成本下降的共振。目前国内储能市场需求强劲，锂电池排产旺盛，储能电池出现涨价迹象；5.31后淡季不淡，项目招标高增。原因主要可分为两点，一是多省推出容量补偿、容量租赁等政策提升储能项目收益确定性；二是新能源全面入市背景下峰谷价差拉大。目前山东等省市场化程度高，储能电站经济性好；蒙西限电较为严重，配储比例有很大提升空间。海外来看，美国关税、法案等扰动因素已逐步消除，欧洲、澳洲、拉美、东南亚等地需求良好。
储能增长的核心逻辑是新能源渗透率提升和储能系统成本下降的共振：
预计2025年，新能源总发电量将首次超过燃煤总发电量，煤炭在全球发电结构中的占比将降至33%以下， 2025-2027年新能源新增发电量均能稳定在1000TWh以上，对总新增发电量贡献超过90%。新能源渗透率提升催生对调节资源的需求，而2014年以来，全球锂电池价格已下滑约84%，使得储能经济性不断提升。
国内储能的“强现实”与“弱预期”形成预期差
（1） 储能需求好至少已有两个迹象。一是锂电池排产高增，且在碳酸锂涨价的情况下，产业链反馈储能电池出现1-2分/Wh到3-4分/Wh的涨价苗头；二是国内储能招标高增，1-8月累计新增招标218.54GWh，同比+125.37%，其中EPC106.71GWh，储能系统111.83GWh。需求旺盛。
（2） 原因来看，我们认为亦有两点，一是容量补偿、容量电价等收益政策多省出台，储能项目收益确定性提升，我们测算河北、内蒙等地的容量电价政策配合当地峰谷价差，项目能够取得不错的经济性；二是136号文推动新能源全面入市峰谷价差拉大，配储能够提升项目经济性。
（3） 目前山东省作为电力市场化程度最高的省，独立储能电站市场化峰谷套利收入已经反超容量租赁，业主投资有积极性；蒙西市场风光限电严重，配储普遍不足以满足消纳需求，同时较高的峰谷价差给了储能进行移峰填谷的较大潜力。
国内储能市场在政策和市场化推动下走向良性发展，海外储能需求旺盛。我们认为，136号文实施后，国内储能市场正在加速市场化，国内储能需求将持续旺盛。我们预计2025-2027年国内储能新增装机达到130GWh、160GWh、210GWh。同时，海外需求也持续旺盛，美国扰动因素大大缓解。
电新前沿观察：储能需求超预期的原因是什么？
1.储能增长的核心逻辑是新能源渗透率提升和储能系统成本下降的共振
近十年，全球新能源发电量及渗透率持续上升。其中，全球新能源发电量从2014年的约5000TWh增长至2024年的约9400TWh，CAGR约为6.6%；新能源发电渗透率从2014年的约21%提升至2024年的约31%，平均每年上升1pct。预计2025年，新能源总发电量将首次超过燃煤总发电量，煤炭在全球发电结构中的占比将降至33%以下，预计截至2027年，全球新能源发电渗透率将增至约39%。
从全球新增发电量来看，2024年新能源新增发电量约890TWh，同比2023年增长约96%，占全年新增发电量约74%。预计2025-2027年新能源新增发电量均能稳定在1000TWh以上，对总新增发电量贡献超过90%。
新能源渗透率提升催生对调节资源的需求。如加州新能源占比提升，净负荷曲线已呈现明显的“鸭子曲线”，傍晚光伏退出时系统负荷急剧升高，需要储能提供顶峰支持；新能源由于其电力电子接入的特性，爬坡、惯量支撑能力较为缺乏，在新能源占比较高的地区，也需要储能提供调频、惯量、爬坡等支持。
全球锂电池价格持续下滑。根据Bloomberg统计数据，2024年，全球锂电池电芯、电池组价格分别为$78、115/kWh，较2023年分别下滑30%、20%，为历史最大年降幅。自2014年以来，全球锂电池价格已下滑约84%，CAGR为约16.7%。
新能源占比提升、锂电池成本下降，催生储能经济性提升，是储能不断增长的核心逻辑。
2．国内需求的“强现实”与此前的“弱预期”形成预期差，成长空间打开
2.1锂电池排产高增，碳酸锂涨价促进储能电池主动提价，盈利能力修复
根据鑫椤锂电统计，锂电9月排产环比+3%至+8%，主要因跟随电车旺季和储能抢装环比保持增长。其中，电池环比+7%。产业链开工率保持较高水平，预计9月锂电头部企业开工率中枢85%，其中电池达到94%。目前来看电池环节头部6家企业排产预估总量达到124.7GWh，平均环比+7%。1-9月份电池环节排产总量达到961.6GWh，同比+61%。
碳酸锂涨价促进锂电池提价。今年6月以来碳酸锂出现涨价，期货价格从5.8万元/吨一度上涨到9万元/吨，目前回落至7万元/吨。保守假设未来稳定在约8万元/吨，对应锂电池成本上涨约为0.012元/Wh（1万元/吨碳酸锂价格涨幅对应约0.006元/Wh锂电池成本上升）。而目前来看，根据产业链客户反馈，储能电池涨价幅度从1-2分/Wh到3-4分/Wh不等，因此目前的涨价幅度不但弥补了碳酸锂涨价的影响，而且还有望修复盈利能力。
2.2国内储能项目招标旺盛，需求高增
今年以来随着《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称136号文）的印发，在该文5.31日实施前后，国内储能发展大致可分为两个阶段：
（1）5.31取消强制配储引发装机节奏提前，5月单月装机创纪录
136号文提出取消强制配储，因此在该文5.31生效前，仍然受强制配储要求的项目出现抢装，1-5月份国内新增光伏装机197.85GW，同比增长150%；新增风电装机46.28GW，同比增长134%。而根据CNESA统计，1-5月份国内新型储能新增装机18.62GW/46.57GWh，功率规模同比增长110%，容量规模同比增长113%，其中5月单月新增装机超过20GWh，达到10.25GW/26.03GWh。而在5月抢装潮过后，6月、7月储能新增装机出现下滑。
（2）5.31后淡季不淡，储能项目招中标旺盛
我们观察到，5月31日136号文生效，储能需求不减反增。从储能招标来看，以最为明显的EPC项目为例，2025年6月、7月、8月分别新增招标14.3GWh、31.6GWh、19.5GWh。1月至今国内累计新增招标218.54GWh，同比+125.37%，其中EPC106.71GWh，储能系统111.83GWh，需求较为旺盛。EPC项目，是指同时包含储能设备+工程建设的项目，招标单位多为不具备工程建设能力的项目业主，如地方能源企业、民营企业等；储能系统项目是指仅包含储能设备的项目，招标单位多为具有一定工程建设能力的业主，如五大六小、中能建、中电建等国央企。通常储能EPC+储能系统招标合起来看，能够反映整体储能的需求。
通常，因为招标发布在前，因此招标数据是较中标数据更为前瞻的景气度指标。我们看到1月至今国内储能招标需求218.54GWh，同比增长125.37%。其中储能系统与储能EPC分别代表两类不同的招标形式，储能系统招标通常为业主单位本身具备较强的电力、能源工程背景，自己可以完成项目的工程建设，因此只招标储能系统，如五大六小发电集团，中国能建、中国电建等。近期单独的储能系统招标项目有减少趋势，主要为大型电力能源国央企发布的集采项目。EPC项目由于有确定的项目名称，所以落地和兑现度更高，EPC招标我们认为是反映景气度的更有效指标。1-8月份储能系统EPC招标容量106.7GWh，同比增长62.4%。
从招标项目来看，5月以后的EPC招标项目多来自于新疆、宁夏、山东、广东、河北、内蒙等，尤其是内蒙招标极为旺盛，7月远景能源发布内蒙武川、阿拉善、巴盟、锡盟、赤峰100万千瓦400万千瓦时独立储能电站项目施工总承包工程招标，总容量高达5GW/20GWh。而5月以后的储能系统招标项目多来自于中国能建、中国电气装备、中核工业等集采项目，除了中国能建25GWh储能系统集采规模较大，将6月储能系统招标总量推进至32GWh，但其后储能系统招标不占主要地位。从项目业主来看，地方能源投资企业已逐步取代五大六小成为招标主流，2025年上半年地方投资平台招标的储能项目容量占比达到17.1%，相比2024年上半年的4.3%提升明显，我们认为是地方企业在获取项目土地资源、争取政策、变电站接入资源上更具优势所致，且地方企业决策流程较五大六小等央企更短。
从储能项目中标来看，2025年1月至今国内累计EPC+系统中标170.2GWh，同比增长174%，其中EPC64.2GWh，储能系统106GWh。其中储能系统中标主要受大型集采项目影响，1月中广核10.5GWh储能系统集采项目中标公告，2月中国电建16GWh储能系统项目中标公告，而这两个项目均于2024年年底进行招标；8月储能系统中标量大增则主要受中国能建在6月份的25GWh大型集采项目发布中标公告所致。
2.3原因分析：省级容量政策纷纷到位、新能源入市拉大峰谷价差
（1）容量补偿、容量电价政策多省出台，储能项目收益确定性提升
我们分析，招标旺盛的原因主要在：（1）政策驱动，多省推出储能容量电价、容量补偿等政策，刺激业主投资积极性；（2）新能源全面入市提升电力系统峰谷价差，储能项目的收益提升，确定性提高。
政策驱动方面，尽管136号文提出取消配储，但电力系统储能需求仍然存在，因此多省推出容量电价、容量补偿等收益机制，能够提升储能项目收益的确定性。今年以来，多省推出容量电价、容量补偿等政策。以内蒙为例，今年4月明确提出今年容量补偿标准为0.35元/kWh（按向电网放电量执行），明确容量补偿向发电侧分摊。每年公布次年补偿标准，标准明确后执行10年，且对开工、并网时间有要求，否则2026年开始的补偿标准有可能降低，因此开工越早越有优势。
相较内蒙的容量补偿政策，更加彻底的政策为容量电价，目前河北、甘肃等省已推出容量电价政策，其中河北的容量电价标准为100元/kW（储能时长需达到4h，不足4h需折算到4h打折扣），甘肃的容量电价标准为330元/kW（储能时长需达到6h，不足6h需折算到6h打折扣）。较容量补偿不同点在于容量电价补偿金额向用户侧（主要为工商业用户传导），纳入系统运行费用，由电网公司代收。
我们以河北、内蒙两地为例进行测算，结果表明，容量补偿/容量电价等稳定收益，结合当地的峰谷价差，独立储能项目可以取得明显的经济性。
（2）新能源全面入市峰谷价差拉大，自发配储能够提升项目经济性
136号文宗旨是推动新能源全面进入市场化交易，从各省136号文衔接政策来看，多省均提出增量项目的机制电量比例较低，比如甘肃首批增量项目机制电量仅约8.3亿kWh，宁夏仅为全区增量新能源项目上网电量的10%，而蒙东、蒙西则更是不设机制电量、机制电价。因此，西北多省新能源增量项目均将面临更大的上网电价波动。
新能源全面入市后，电价水平可能下降，峰谷价差拉大，通过自发配储有望提升收益。以现货市场转正最早的山西省为例，今年1-4月份山西日前均价已从去年同期0.301元/kWh下降到今年1-4月份的0.271元/kWh。而从峰谷价差来看，11-16点现货价格已经降至0.1元/kWh以下，而18-22点价格又猛升至0.5元/kWh以上，呈现明显的“鸭子曲线”形态。若主动配置储能进行能量时移，将电量转移至电价较高的傍晚、晚间时段，将有望获得较好的经济性。
我们测算，若一座100MW光伏电站自发配储以将低电价时段所发电能转移至高电价的晚高峰时段，除配储100MWh经济性差于原不配储方案外，配200MWh、300MWh、400MWh时经济性均好于不配储时，随着配储比例的提升，资本金IRR从1.8%提升至11.3%，投资回收期缩短至10.5年。
2.4储能电站实际运行数据表明项目收益率已开始提升、配储比例仍然不足
（1）山东：市场化程度最高，经济性好
山东储能电站经济性较好，尤其是现货套利收入超出预期（2000万/年），较23年时（约1000万/年）超出一倍。地方企业投资储能积极性较高，虽有136号文影响，但普遍认为政策将从峰谷价差、辅助服务、容量补偿（或容量电价）方面进行弥补。
目前收益模式主要为：（1）租赁：一期租赁价220元/kW/年，共约2200万元/年，合同期3-5年，预计到期后不续约。（2）现货交易：年收益约2000万，全年平均价差4-5毛，夏季较低，冬季较高。价差较前几年有所拉大。（3）容量补偿：每年300多万。
随着136号文取消强制配储的实施，此前占收入大头的容量租赁模式将逐渐退出，容量租赁协议到期后预计不再续约。但现货交易年收入达到2000万元，超出预期，主要因山东全年平均现货峰谷价差已达到0.4-0.5元/kWh所致。目前，山东储能投资积极性较高，尽管不再有容量租赁收益模式，但考虑到（1）单靠现货交易（2000万/年）和容量补偿（300+万/年）已经可以取得不错的经济效益；（2）电站单位造价已降低至1元/Wh以下，可做到10年内收回投资成本；（3）预计未来峰谷价差将进一步拉大，且预计政府还将配套容量电价等其他收益模式；（4）变电站等接入资源缺乏，先到先得；投资积极性仍然高涨
（2）蒙西：配储比例仍不足、电价有提升空间
蒙西限电率较高，达到20%左右，频繁出现调度限制出力的情况。储能主要是配合调度指令进行充放电，有时也会自主在市场中低充高放，但收益模式较单一，自主权不高。蒙西已有现货市场，但电站更多还是按照调度指令进行发电，平均电价约0.23元/kWh。总的来看，我们蒙西储能配置仍不足，有限的容量无法充分发挥促进消纳、峰谷套利的作用，随市场化进一步推进还有很大改善空间。
3．海外需求长期旺盛，美国关税、政策扰动已明显缓解
3.1 OBBB法案已经落地，对美预计抢发
尽管出现关税、OBBB法案等影响。但2025年7月美国新增大储装机1.45GW/4.85GWh ，容量规模同比/环比+129.9%/+49.6%。1-7月共新增大储装机6.62GW/21.01GWh，功率同比+37.5%，容量同比+42.1%。
今年以来，美国先后对中国加征两次10%的“芬太尼关税”，美国当地时间4月2日，又对中国加征34%的“对等关税”。自此，从4月9日以后，美国对中国储能电池征收的关税已从10.9%升至64.9%。5月，中美联合声明宣布将取消4月8日、9日行政命令的额外关税，并将把24%“对等关税”暂停实施，同时保留剩余10%的关税。因此目前对储能电池而言，征收关税的幅度约为40.9%。其后，又进行了第二次关税暂缓，若其后对等关税恢复，则税率达到64.9%，明年1月1日起因301关税增长到25%达到82.4%。若对等关税继续暂缓，则明年1月关税水平达到58.4%。
关税暂缓后，中国储能电池、储能系统企业对美出口已经部分恢复，但后续因OBBB法案取消IRA补贴的预期影响，美国储能项目业主信心仍未恢复，直到7月4日OBBB法案正式签署后，因对储能的IRA补贴“网开一面”，即补贴延续到2033年且不退坡，美国客户的信心得以恢复。再加上2026年1月1日开始实施的301关税加码，预计今年下半年对美储能系统、储能电池将出现抢发。
3.2 欧洲、中东、拉美、澳洲等市场需求旺盛
根据欧洲光伏协会预测，欧洲2025年新增储能装机达到29.7GWh，同比增长36%，其中大储占比将达到55%，同比增速超过80%。
根据欧盟委员会近期上线的欧洲储能项目清单，目前欧洲电化学储能在运总装机达到13.9GW，而在建、获批和已宣布的项目储备达到84.72GW，其中英国占比超过一半，其次为德国、波兰、意大利、爱尔兰等。
多个国家提出更高的储能建设目标，如英国提出到2030年装机达到23-27GW（当前装机5.5GW），意大利提出到2030年装机电池储能装机达到15GW。收益机制也更加丰富，意大利储能市场已从快速储备服务拍卖（类似调频）转向容量市场拍卖（调峰、容量电价），新项目获得15年固定电价合同，目前价格为每年每MW 47000欧元。英国储能收入来源已从频率服务转向能源套利，未来将主要来自平衡机制，英国电力市场还提供容量市场、电网服务等其他收入来源，较为丰富。
澳大利亚政府自2025年7月1日起正式启动“家用电池降价计划”（Cheaper Home Batteries Program），通过多项补贴政策推动户用储能系统普及，以加速能源转型并降低家庭用电成本。2025年每kWh可补贴372澳元，覆盖成本的20%-30%，还可与地方补贴叠加，并可享受长期低息贷款。
智利今年以来储能需求旺盛，据智利可再生能源与储能协会（ACERA）最新发布的报告，全国已拥有999 MW 的电池储能装机容量（3995 MWh），另有574 MW（2388 MWh）正在接入国家电网测试中。与此同时，3576 MW（15638 MWh）的储能项目正在建设，推动智利储能装机总量向GW级快速迈进。
3.3工商储增速较快，户储显著复苏
欧洲推广动态电价，德国正在从原来的一口电价 (Fix Preis)，向日前或时前的动态电价(Dynamische Tarif) 逐步转变，这是与分时段电价（Time-of-Use）类似但电价灵活性更强的一种电力价格机制。使用动态电价，用户可将大功率密集电力消费如电动汽车充电、洗衣等专门转移到价格较低的时段，也可以进行峰谷套利。
慕尼黑Intersolar 2025储能展会上，各家主流厂商均推出性价比工商储单品。从产品型号看，主流厂商以100kW/215kWh、100kW/232kWh规格为主力机型，部分厂商推出125kW /261kWh大容量产品。价格层面，市场低价竞争态势显著，厂商为抢占份额普遍压价，DDP 模式下报价低至 150 欧元 /kWh，FOB 价格区间集中在120-160 欧元 /kWh，叠加汇率波动带来的 5% 利润空间，高性价比产品加速渗透市场。
4.总结：国内储能市场在政策和市场化推动下走向良性发展，海外储能需求持续旺盛
我们认为，136号文实施后，国内储能市场正在加速市场化，这一过程中我们发现电池排产旺盛和储能招标需求高增，与此前“取消强制配储”对国内储能需求的悲观预期形成强烈反差。我们认为在各地市场化储能政策（容量补偿、容量电价等）以及新能源全面入市、峰谷价差拉大的背景下，国内储能需求将持续旺盛。我们预计2025-2027年国内储能新增装机达到130GWh、160GWh、210GWh。
同时，海外需求也持续旺盛，今年以来美国1-7月新增大储装机6.62GW/21.01GWh，同比+37.5%/+42.1%，尽管因关税战影响，Q2对美出货出现一定迟滞，但因后期“对等关税”连续暂缓实施两个季度，以及OBBB法案保留储能IRA补贴至2033年，目前美国客户对中国产品进口已恢复，且在2026年1月1日301关税实施的背景下，有望出现抢发。欧洲、澳洲、拉美、东南亚等地大项目频频，户储需求显著回暖，工商储需求较为旺盛。
1）需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期等。
2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。
3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期等。
4）国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深等。
5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升等。
朱玥：中信建投证券电力设备新能源行业首席分析师。2021年加入中信建投证券研究发展部，8年证券行业研究经验，曾就职于兴业证券、方正证券，《财经》杂志，专注于新能源产业链研究和国家政策解读跟踪，在2019至2022年期间带领团队多次在新财富、金麒麟，水晶球等行业权威评选中名列前茅。
雷云泽：中信建投证券电力设备及新能源研究员，清华大学大学电气工程硕士，研究方向为储能、电力设备。2022年所在团队荣获新财富最佳分析师评选第四名，2022年上证报最佳电力设备新能源分析师第二名，金麒麟评选光伏设备第二名，金麒麟电池行业第三名，金麒麟新能源汽车第三名，水晶球新能源行业第三名，水晶球电力设备行业第五名。
来源：财经大师
