大储行业趋势与展望

（来源：老司机驾新车）

1、全球储能需求现状及区域市场分析

中国市场需求与增长：2025年全球储能装机明显增长，中国是主要增长点之一。年初受136号文影响，该文件不强制配储，使部分央企新能源配储集采减少。但因处于过渡期，原有配储项目仍需配储；且新项目因电力市场化交易，推动独立储能投资升温，各省也出台多项政策。预测2025年中国储能装机超100GWh，某公司在中国独立储能装机超25GWh。

北美市场需求与不确定性：特朗普上台给北美储能发展带来较大不确定性，其不支持新能源政策或削弱储能发展。但2025年受多重因素影响出现抢装现象：一是拜登政府原计划2026年额外征28.5%关税，二是特朗普关税政策及90天豁免期等。预测2025年北美储能装机超50GWh，2026年实际装机或减少，因2025年抢装透支需求，且特朗普政策有负面影响。

欧洲及其他区域市场：欧洲市场，2024年装机约8GWh，2025年预计达15-16GWh，是重点开拓的系统集成市场。英国增长稳定，法国、英国及东欧多国加速储能项目发展，因欧洲新能源渗透率高，提升电网效率及应对燃气费用高企的需求推动储能发展。日本市场体量小，年装机约2-3GWh，但项目毛利高，核心问题在于客户接受度。中东市场是大体量市场，2025年预计约20GWh（含沙特SPPC的1GW/4GWh、下半年招标的8GWh，迪拜6GWh等大项目），因新能源配储需求增长。拉美市场项目体量大，但价格竞争激烈。东南亚市场订单增加，阳光、华为等企业已签不少大订单。澳洲市场为小体量健康市场，年装机约4-5GWh，因需通过GPS认证，能参与的厂家少，价格相对较高。综合各区域数据，2025年全球储能装机超200GWh（中国100GWh、北美50GWh、欧洲15GWh、中东25GWh、南非、澳洲、日本、拉美等合计约15GWh）。

2、国内大储收益水平与影响因素

收益来源与测算：国内大储收益主要有三部分：现货交易（电价套利）、容量电价及调频辅助服务。现货交易按每天一充一放、3毛钱电价差算，年充放330次（预留技术检修及电网极端情况时间）。容量电价方面，新项目不配储，租赁收益需求降，容量电价替代租赁收益，标准为1千瓦100元。调频辅助服务不确定大，策略与现货交易冲突，选二次调频次日无法或仅部分参与现货交易。测算显示，宁夏、山西等省拉满假设（3毛钱电价差、1千瓦100元容量电价、历史调频收益拉平），内部收益率（IRR）达10%-15%以上；蒙西按3毛5补贴测算（不考虑调频收益），IRR达40%，两至三年回本。不过，电价差和调频收益有不确定性，储能项目增多会使电价差被干平，调频收益因参与主体增多而下降，保守测算收益或降至个位数。

投资主体与热情：国内大储投资主体包括五大四小、外资企业、私企及险资等，投资策略有别。五大四小依托新能源（尤其光伏）资产，配置高质量储能项目对冲风险，新能源收益不佳时，储能可盈利。外资企业关注新能源高占比带来的辅助服务需求，但投资独立储能需运维团队兜底。私企常联合险资投资，设备端已盈利，项目端通过劣后收益设计保障15%左右收益率；险资收益要求低（6%-7%），看重稳定现金流。国企多自持项目，私企与险资合作、外企布局辅助服务成主流。整体投资热情较高，但因项目波动大、风险高，资本净收益率至少10%才会吸引投资，这既基于乐观测算的收益可行性，也反映对风险的补偿需求。

3、储能系统价格趋势与驱动因素

当前价格变化与成本影响：当前储能系统价格变化受原材料及电芯供需影响。原材料方面，虽碳酸锂价格上涨使储能有涨价预期，但实际影响有限，未达15万元/吨时，对厂家影响小，单吨碳酸锂价格变动对储能系统单价影响低。电芯端，主流厂商转向575、580或600+等型号（更多实时纪要加微信：aileesir）电芯，315Ah电芯产线减少，老设计方案对其需求需抢购，价格从0.23-0.25元/Wh涨至0.28-0.30元/Wh。市场招标上，中天4小时项目报0.39元/Wh，远景中标4小时系统价格0.45-0.46元/Wh。中国储能产能富足，不会出现电池供不应求，成本端压力实际影响弱于预期。

未来价格上行逻辑：未来储能系统价格上行需结合竞争格局、企业经营状况及项目需求分析。竞争层面，成本推动价格上行，但部分企业产能富裕订单不足，为保市占率或放弃高价，制约价格。如海辰沙特项目曾因现金流问题保函开具困难，行业内卷动力减弱，企业降价意愿降低。项目需求上，国内容量交易对电站性能要求低，现货套利及辅助服务项目靠K值中标，K值低则缺乏竞争力，市场对高配置电芯需求提升，推动溢价。价格可持续性上，短期因成本支撑和企业不主动降价，价格小涨；长期看，中国储能总产能超500GWh，产需比高，价格难大幅上涨，小涨后将趋于稳定。

4、未来储能需求展望

抢装因素对明年的影响：2025年中国存在抢装现象，主要驱动因素是内蒙古出台政策要求项目需在年底前并网，方可享受0.3元/kWh持续50年的补偿政策，因此内蒙古今年必然存在抢装行为。关于2026年中国抢装的延续性，考虑到当前储能项目相较于风光项目的收益优势，国内新能源风光项目收益率约为6-7%，而储能项目收益率可达10%，未来一两年内储能在中国或持续出现抢装潮，直至收益与其他项目基本打平。美国市场方面，2025年存在抢装，但2026年需求预计下滑，主要因明年是多重影响实际显现的第一年，叠加今年抢装已透支部分需求，新项目推进较为犹豫。预计美国2026年储能装机量可能降至30-40GWh。总体来看，2026年中国或延续抢装，美国无抢装且受抢装潮影响较小。

5、中国储能长期发展逻辑

新型电力系统必要性：在以光伏、风电等可再生能源为发电主体的新型电力系统中，储能需求显著。中国新能源未来年新增规模约300GW，未来五年将累计新增1500GW，新能源占比持续提升。传统调节能源方面，'十五五'结束后，中国将不再新批独立煤电项目，仅大基地配套绿电（如20GW规模的跨省份绿电项目）可配套15%-20%的煤电作为负荷平衡；抽蓄受限于地理位置，'十五五'抽蓄项目已基本批完，目前转向'十六五'项目；氢能储能因主要用于绿氨、绿色甲醇等低碳领域，尚未实现商业化储能；全钒液流、重力储能、飞轮储能等其他形式亦未商业化。当前，中国燃机电厂数量少且天然气依赖进口导致成本高，电化学储能成为电力结构中不可替代的调节能源。目前中国无省份出现储能过剩，多数省份仍处于储能缺失状态，叠加新能源持续发展的底层逻辑，支撑储能未来三年的良好发展前景。

6、系统集成商能力与竞争差异

技术要求升级与电池质量：传统储能强配阶段，电池使用特点明显。此前很多项目是强配性质，电池无技术要求，部分项目仅在过年（电网负荷低时与新能源匹配）或调试时使用，日常基本闲置。甚至有极端案例，部分项目临时转移电池完成验收。此阶段，市场大量用B品电芯（有残次、容量问题但不爆炸），价格低至正常电芯一半甚至更低，压低市场价格。当前储能实际使用发生显著变化，储能高频使用，需考核全生命周期性能，质保年限成关键要求。如特斯拉单价为其他企业两倍，但提供20年不换电芯质保，相比部分企业10年需换电芯，其全生命周期成本优势可能更突出。因需担保更多性能指标，企业需用高质量电芯，导致成本上升。这一转变会使仅靠低价竞争、缺乏研发与生产实力的企业被淘汰，市场关注转向电池质量与质保能力。

集成商核心能力对比：集成商核心能力主要体现在供应链管控与系统集成经验两方面。供应链管控能力上，以Hyperstrong为例，其凭借体量大实现较强供应链管理，通过与EVE集采合作，获低于EVE外销价的电芯，还通过倒卖pack（贴标转售第三方）强化成本控制。系统集成经验方面，以阳光电源为代表，因其项目经验丰富（承接项目多），更熟悉当地电网需求，在数据处理、调试等环节表现更优，项目成功率更高，客户信任度也更高。行业趋势上，项目经验积累会形成垄断效应，如未来可能设2GW以上业绩才能投标的门槛。此外，特斯拉虽未提及产品技术显著优于同行，但通过丰富项目经验优化EMS（能量管理系统）与BMS（电池管理系统），提升电芯控制策略，即使使用同类型电芯，也能实现更长使用寿命。

7、海外市场动态与中资出海

美国产能布局与关税影响：美国本土储能产能布局上，已有企业投运或规划产能。Envision在田纳西7GWh产线已投运，计划2026、2027年分别在肯塔基和南卡各增7GWh产线，2027年底总产能将达21GWh。LG预计2-5GWh产能将在美国投产，已与特斯拉签保供协议。国轩高科美国工厂仅具pack生产能力，计划建两条5GWh产线，规划电芯产能10GWh，投产时间不明。HiTHIUM美国布局集成厂，规划产能20GWh，用于组装集装箱，本土化程度低。技术合作方面，受IRA影响，Hyperstrong、EVE等企业与美企洽谈技术授权合作，规划产能超10GWh，但落地情况不明。2026年美国关税提升，企业投资建厂有不确定性。因美国补贴到2032年，建厂约需5年，部分企业担忧补贴取消，多持观望态度，联合建厂落实少。

欧洲与中亚市场增长：欧洲大储市场翻倍增长，2024年装机量8GWh，2025年预计达16GWh。增长因英国外新国家（如保加利亚、希腊）布局储能项目，扩大市场覆盖。但欧洲市场容量有限，后续增速或放缓。中亚市场，中资企业出海布局储能受关注。中亚与中东类似，由ACWAPower、Masdar等开发商主导，因前两年新能源项目建设，正用储能平衡能源。哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦是重点区域。乌兹别克斯坦储能装机量近2GWh，年需求约1GWh，新能源项目按20%比例（配2小时）配储，部分项目为风电配套。哈萨克斯坦市场关注度低，年需求估计不超1GWh。中能建已在乌兹别克斯坦投资储能项目。中亚市场以20年固定容量和电量电价为主，投标定价，收益稳定。中资企业不参与电力交易，通过成本管控获收益，项目IRR约7%-8%，虽低于部分靠电力交易的市场，但稳定性吸引投资。

Q&A

Q:今年全球储能装机量预计总体规模如何？

A:今年全球储能装机量预计超过200GWh，主要由各区域贡献：中国预计超100GWh，北美保守预计50GWh，欧洲约15GWh，中东及北非约25GWh，南非、澳洲、日本、拉美等其他地区至少15GWh。

Q:会议中提及的下游是指投资方还是厂家？

A:下游指运营商，而非装备厂商，例如电力集团的独立储能项目。

Q:国内储能项目的主要收益来源及具体情况如何？

A:国内储能项目主要收益包括三部分：一是电价套利，各省平均按每日一充一放计算，考虑技术检修和电网极端情况后，年充放约330次，电价差约0.3元；二是容量电价，在新能源渗透率较高且鼓励储能投资的省份，容量电价按1千瓦100元补贴；三是调频辅助服务，但因调频策略复杂，收益测算难度较大。

Q:国内储能项目的投资逻辑是怎样的？

A:国内储能项目的投资逻辑主要分为三类：一是五大四小等企业因持有新能源项目，会主动配置高质量储能作为风险对冲工具；二是外资企业虽认可中国储能市场价值，但独立投资储能项目需依（更多实时纪要加微信：aileesir）赖运维团队兜底；三是民营企业通过设备销售盈利叠加项目劣后级收益，同时外资企业关注中国新能源占比高，从而参与储能投资。

Q:国内储能项目的投资收益率要求是怎样的？

A:国内储能项目的投资收益率要求至少10%的资本净收益率，主要基于两方面原因：一是最乐观测算场景下项目易达标；二是项目存在较高波动性与风险，需通过较高收益覆盖风险。

Q:近期储能系统价格是否因碳酸锂价格上涨等上游传导出现变化？后续是否存在上行趋势？

A:碳酸锂价格上涨虽引发储能涨价预期，但未达15万元/吨时对厂家实际影响有限。当前价格短期上行主要因315Ah电芯产线切换，导致老设计315Ah电芯短期供不应求，价格从0.23-0.25元/Wh涨至0.28-0.30元/Wh。设备招标价格存在差异，如中天4小时项目报0.39元/Wh，远景4小时中标价0.45-0.46元/Wh。长期看，国内产能充足，电池供不应求可能性低。市场竞争压力下，企业降价动力减弱，短期价格上行主因是成本推动而非毛利提升；叠加部分企业现金流紧张，进一步削弱降价意愿。未来，因辅助服务需通过K值参与中标，低K值项目即使低价也缺乏竞争力，企业将倾向配置高性能电芯和设备，推高项目成本，可能推动价格上行。

Q:储能电池电芯及257kWh储能柜价格近期出现小幅上涨及上调意向，具体情况如何？其价格上涨的可持续性如何？

A:近期储能电池电芯价格小幅上涨，主要因315Ah电芯产线调整，老设计项目短期集中采购315Ah电芯导致供不应求，价格从0.23-0.25元/Wh涨至0.28-0.30元/Wh；257kWh储能柜亦有上调价格意向。短期来看，价格不会继续下跌，上涨趋势可维持一段时间；长期来看，中国储能产能远超500GWh，产需比处于较高水平，价格不会持续大幅上涨，预计小涨后将快速稳定。

Q:考虑今年需求端存在抢装因素，明年需求应如何展望？特别是今年抢装因素对明年的影响如何？

A:今年存在中国与美国两大抢装市场。中国抢装主要因内蒙古要求年底前并网以享受0.3元/kWh持续50年的补偿政策；未来一两年国内储能可能延续抢装潮，因当前储能项目收益率高于风光新能源项目，抢装将持续至收益趋于平衡。美国明年无抢装，因今年需求已提前抢装，且新项目推进犹豫，叠加行业预测下降，预计明年装机量将下浮至30-40GWh，整体抢装潮对明年需求影响较小。

Q:在中国以光伏和风电等可再生能源为发电主体的新型电力系统条件下，中国日间储能的发电功率或容量合意水平如何？

A:从中国电力结构看，新能源未来每年新增约300GW，五年累计约1500GW，占比持续提升。十四五后，除大基地绿电项目可能配套15%-20%煤电作为负荷平衡外，独立煤电项目不再新批。其他调节性能源中，煤电逐步减少，抽蓄受限于地理资源，氢能、全钒液流、重力储能等未实现商业化，燃机电厂少且依赖进口天然气、成本高。因此，电化学储能在电力结构中作用不可替代。当前各省普遍存在较大储能缺口，未出现过剩，未来三年国内储能发展前景良好。

Q:国内的日间储能系统容量如何合理计算？

A:日间储能系统容量计算无统一明确方法，需结合区域负荷曲线分析。例如，内蒙等新能源高发地区，需匹配新能源多发量配置储能；晚间用电高峰新能源发电量少，需通过储能放电减少煤电使用。当前主要参考各省能源局文件，根据限电比例、调节性电源缺口等数据评估需求，核心逻辑是通过储能在新能源高发时充电，高峰时放电以降低煤电开机率和电价，具体计算因省份差异而不同。

Q:目前尚未公布容量电价政策的地区，是否会开展系统集成项目？

A:会。当前正式公布容量电价的省份较少，仅内蒙古有明确政策。行业普遍预期各省未来将出台容量电价，参考煤电容量电价标准，部分储能行业推动者认为未来储能容量电价可能直接采用165元/kW标准。项目投资主要基于两方面考虑：一是政策利好预期，多省份已明确表示即将出台容量电价；二是新能源占比，优先选择新能源占比高的地区，此类地区电价差易覆盖成本，且因新能源出力不稳定，调频需求优先，储能项目更具经济性。

Q:当前储能项目布局选择不等政策出台后再实施，是否为了抢占节点？

A:当前储能项目布局需抢占节点，因节点选择直接影响收益：节点不佳可能导致电价差较小甚至被节点电价抵消，例如周边以煤电站为主的节点电价曲线平缓，难以优先充到新能源电；而新能源占比高的节点可优先充到新能源电。此外，调频服务是未来储能盈利的主要模式，其效果取决于电网波动情况，靠近高升压等级的节点调频调动优先级更高，低升压等级节点调动顺序靠后，且周边新能源占比高的节点因负荷变动大、频率波动明显更利于开展调频服务。

Q:电力市场环境下，调频出清顺序是否完全由K值决定？K值中是否包含电压等级参数？是否受电网行政调度影响？

A:K值主要体现储能设施的响应速度，电压等级是影响K值的关键因素之一。靠近500千伏、750千伏等高电压等级升压站的储能设施，因传导速度更快，其K值指标更高。

Q:K值的配置是否与电压等级相关？

A:电压等级会影响K值，因电压等级影响响应速度，而K值是响应速度的体现。

Q:中国储能电站从配置后闲置转向实际使用对电池的要求，除调频外还有哪些方面？如何评价当前国内电池供应商的水平？

A:过去国内储能项目对电池无明确技术要求，质保内容模糊，多使用存在残次、容量问题的B品电芯，导致市场价格被压低。随着储能实际投入使用，项目开始要求明确的质保年限及全生命周期性能担保，需采用优质电芯，导致成本上升。当前存活的电池企业硬实力普遍达标，但竞争核心转向质保能力与方案设计，缺乏研发与生产实力的低价企业将被淘汰。

Q:海外市场的认证要求对集成商的能力有哪些具体要求？相关难点是什么？

A:以澳洲市场为例，其GPS认证存在技术难度但无技术壁垒，正常中国企业具备完成能力。主要难点包括：一是前期需投入数百万人民币在获取项目前完成认证，但认证通过不保证获得项目；二是认证耗时长；三是中国企业因风险厌恶，对无明确订单的纯投入型认证意愿低，形成市场门槛。此外，认证完成时间差异可能影响企业后续市场机会。

Q:部分火电运营商及设备商称十五五期间每年仍有40GW火电招标，同时今年全社会用电量增速从8%降至4.5%、新增用电需求下滑，综合这两点如何看待300GW风光装机量可能被低估的情况？

A:关于火电招标，十五五前期每年40GW招标主要因十四五期间批复的指标需在十五五前期建设，存在滞后性；十五五之后将不再批复新的独立煤电指标，煤电整体呈减少趋势。关于用电量增速下滑，部分省份因经济增长放缓导致用电需求不足，需先落实用电负荷方可获取新能源指标，而经济增速放缓使负荷落实难度加大，可能影响300GW新能源装机预期；但数据中心的绿电需求可能抵消传统行业需求下滑，因此对新能源发展仍持乐观态度，认为储能在中国的发展前景较好。

Q:136号文发布后，运营商光伏电站投资需求发生了哪些变化？

A:136号文发布后，多数省份进入现货市场后光伏电价腰斩，导致光伏电站投资意愿显著下降，新能源富足地区因收益率较差，运营商基本停止投资；但部分新能源较少、以煤电为边际定价基础的地区，光伏出清价格参考煤电，电价水平可接受，投资热情较高；此外，源网荷储等配套产业场景因光伏造价低仍有投资需求。整体来看，国内光伏投资未完全停滞，但应用场景收窄，仅集中于特定地区和配套场景。

Q:储能集成商之间的主要差异是什么？Hyperstrong报告的毛利率高于其他集成商的原因是什么？

A:对Hyperstrong报告的毛利率高于其他集成商的情况存在疑问，因其报价较低，除非其供应链管控能力极强。储能集成商的主要差异体现在两方面：一是供应链管控能力，Hyperstrong凭借体量大和高效的供应链管理，通过与EVE集采获得低于EVE对外售价的pack产品，转售给第三方客户，展现出较强的成本控制能力；二是系统集成能力，核心在于经验积累，经验丰富的企业因项目多、熟悉当地电网，项目成功率更高，客户信任度更强，而新企业需通过项目积累经验。此外，储能行业存在垄断效应，项目规模越大的企业未来门槛越高。以特斯拉为例，其并非依赖产品优势，而是通过丰富经验优化EMS和BMS系统，提升控制策略，延长同型号电芯的使用时间。

Q:301关税增加及IRA影响下，主要厂家海外产能布局情况如何？2026年海外电芯供应美国市场的量及未来扩产规划能否满足需求？

A:受IRA推动，技术授权模式成为企业在美国获取补贴的主要方式，多家企业正与美国当地厂商洽谈联合建厂，规划产能均超10GWh，但具体落地规模尚不明确。当前美国已有产能的企业包括：Envision；LG；国轩高科，但投产时间未定。此外，HiTHIUM在美国布局（更多实时纪要加微信：aileesir）的为pack集成厂，不纳入美国本土化产能统计，其退税资格存疑。由于美国建厂周期约5年，而补贴政策截止至2032年，企业担忧建成后补贴可能取消，多数仍处于观望状态，暂无明确落地项目。

Q:当前中亚地区中资企业出海开展储能项目的情况如何？该市场规模及中资企业参与的可行性如何？

A:中亚与中东市场类似，主要玩家为ACWAPower、Masdar等中东活跃的开发商。因前两年中亚地区新能源项目大量建设，当前正通过储能项目实现能源平衡。中资企业出海重点关注哈萨克斯坦、乌兹别克两国，其中中能建已在乌兹别克投资储能项目。中亚与中东储能收益模式为容量电价与电量电价结合，相关价格在投标时确定，20年固定且浮动极少，中资企业通过成本管控即可保障收益，无需参与电力交易，因此具备投资可行性。

Q:中亚地区基于固定容量电价的储能电站项目投资收益率水平如何？

A:中亚地区储能项目收益模式以固定容量电价为主，收益稳定性高但竞争激烈，企业通过压价获取项目，因此储能电站项目投资收益率约为7%-8%，部分项目更低。国内及其他地区项目因依赖电力交易，IRR可能达10%，但存在交易风险，收益稳定性较低。

Q:中亚地区储能市场今年的需求量或装机量有多大？明年的增速预计如何？

A:中亚地区储能市场中，乌兹别克目前累计装机量接近2GWh，包括为原有项目配套及新能源项目按20%比例同步配套的储能，以及前两年风电项目用于曲线平滑的储能。今年乌兹别克（更多实时纪要加微信：aileesir）储能装机量预计约1GWh；哈萨克市场关注较少，据估计今年装机量不超过1GWh。未提及明年具体增速数据。