独储崛起，储能行业迎来爆发期

美港股观察社

2025/09/29

作者：大G原创：美港股观察社2025年，国内储能行业迎来历史性转折点。随着136号文明确取消“强制配储”要求，独立储能在容量电价补贴机制与电力市场化改革的双重推动下正式“登台”，叠加全球储能需求持续高增，行业从“政策强推”转向“市场化盈利”，进入高质量爆发期。一、政策重塑行业逻辑：独立储能成主流，容量电价筑牢盈利基石国内储能政策已完成从“强制配储”到“独立储能”的关键转型，地方容量电价密集落地与...

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甘肃：“火储同补”首创者。执行330元/kW·年容量电价（与煤电机组同价），配套现货市场0.24元/kWh平均峰谷价差，项目IRR约912%，2025年底目标新型储能装机超6GW，2030年达10GW。 河北、宁夏、新疆：梯度补贴跟进。河北执行100元/kW·年容量电价，要求全年调用次数不低于330次，IRR68%；宁夏2026年容量电价将从100元/kW·年上调至165元/kW·年；新疆补贴逐年递减（2025年0.128元/kWh），若政策延续，IRR仍维持68%。3.电力市场化与绿电直连：打开增量收益空间电力现货市场的扩容为独立储能提供了多元化收益来源。截至2025年3月，29个省级电网区域已开展现货市场试运行或正式运行，若现货价差超0.5元/kWh，独立储能在无容量补贴情况下IRR仍可达6%+。此外，绿电直连模式对储能要求显著提升——根据650号文，绿电直连项目需满足“自发自用电量占比≥60%、绿电占负荷≥30%”，储能功率配比普遍达25%以上、时长4小时以上，需求较传统集中式新能源项目翻倍，如内蒙古阿拉善跨省绿电直连项目（300万千瓦新能源直供宁夏铝业），进一步拉动区域储能需求。二、需求端持续超预期：装机上修+算力增量，区域分化明确2025年以来，即便强制配储取消，国内储能需求仍保持强劲增长，叠加“东数西算”催生的算力储能增量，行业增长持续性远超预期。1.短期高增确定性强，长期空间广阔从数据看，需求景气度已贯穿2025年全年：18月国内新型储能装机75.9GWh，同比增长42%；同期储能EPC招标116GWh，同比增约40%，且近两个月单月招标均超20GWh。东吴证券上调预测，2025年国内储能装机将达149GWh（同比+35%），2026年194GWh（同比+30%），2030年有望达340GWh。从长期空间看，截至2025年上半年，国内光伏累计装机超1100GW，而储能仅95GW，且存量以配储为主；若按2030年光伏累计装机2500GW、20%功率配比、3小时时长测算，对应储能累计需求达1500GWh，较当前仍有15倍增长空间。2.区域格局：新疆内蒙成主力，多省份2026年发力核心主力省份：20252026年新疆、内蒙古将贡献70GWh储能装机，占全国4050%。其中新疆2024年储能并网20GWh（全国第一），2025年上半年并网7GWh，已开工及采招项目超73GWh；内蒙古受益于高额补贴，新开工项目超50GWh，下半年并网将大幅放量。 政策落地省份：河北、甘肃、山东等已出台容量电价的省份，平均贡献1020GWh装机；河北2025年上半年并网6.1GWh，且已下发6.4GW独立储能项目指标，20252026年竞争容量达16GW。 潜在增量省份：青海、浙江、江苏等光伏装机大省（截至2025年上半年累计光伏装机分别达54GW、59GW、84GW），2026年有望各释放10GWh+储能需求。3.算力储能：新增长引擎，2030年需求占比1/3“东数西算”战略下，新疆、内蒙古等西部地区凭借低电价与丰富绿电资源，成为全国算力新高地，数据中心对电力稳定性要求提升，储能从“可选”变为“刚需”。若2030年国内新增算力5GW，按75%绿电供应、40%储能功率配比、8小时时长测算，对应储能需求达120GWh，占当年总需求的1/3，成为行业长期增长的核心增量之一。三、产业链供需错配：电芯紧缺至2026年中，龙头与一体化厂商受益需求爆发下，储能产业链呈现“供不应求”格局，电芯紧缺将持续至2026年下半年，同时独立储能对质量的高要求推动行业集中度提升，龙头与一体化厂商显著受益。1.储能电芯：紧缺持续，价格与盈利改善全球储能电池需求快速增长，2025年预计达521GWh（同比+60%），2026年710GWh（同比+36%）；但产能释放有限，2025年全球储能电芯产能约607GWh，利用率高达86%，一二线厂商持续满产，紧缺格局将延续至2026年下半年。价格端已显现底部抬升趋势：2025年7月以来，磷酸铁锂储能电芯价格从0.25元/Wh升至0.270.28元/Wh，其中1分反映碳酸锂成本上涨，其余为超跌反弹，且低价订单价格已进一步上涨13分/Wh。盈利端，龙头优势显著——宁德时代储能电芯毛利率维持26%，单Wh毛利0.13元；二线厂商（亿纬锂能、中创新航等）毛利率约12%，单Wh毛利0.030.04元，随价格上涨，行业盈利水平将进一步改善。2.竞争格局：质量驱动集中，一体化与运营模式成关键独立储能对电芯寿命、稳定性要求大幅提升（需覆盖1015年生命周期，循环寿命1万次以上），龙头产品优势凸显：采用龙头电芯的储能电站，年稳定运行天数高20%，对应IRR高30%+。这推动行业集中度向龙头收敛——2025年全球储能电芯CR3超50%（宁德时代市占率30%），海外市场CR3近60%，国内格局正加速向海外靠拢。系统端，具备“电芯PCSEMS一体化设计”与“代建代运营”能力的厂商更具竞争力。如特斯拉通过自研PCS、BMS、EMS系统，推出Powerhub能源管理平台与Autobidder交易算法，实现储能电站全生命周期收益率提升；国内海博思创采用“参股15%绑定运维+远程交易+现场服务”模式，2025年运维收入预计破1亿元，远期潜力达2040亿元。对比传统“单独卖设备”模式，“设备+运营”模式可使厂商单Wh利润从0.02元提升至0.03元，盈利弹性显著。总的来看，2025年是国内储能行业“破旧立新”的关键年——强制配储退出倒逼行业转向市场化，独立储能在容量电价与电力改革支撑下实现盈利闭环，叠加全球需求高增与算力增量，行业已进入“高质量需求爆发+产业链紧缺”的共振期。未来2-3年，电芯紧缺与格局集中将持续利好龙头，而商业模式创新则为系统厂商打开第二增长曲线，储能行业高景气度有望贯穿至2026年以后，成为新能源领域最具确定性的赛道之一。","kind":"news","is_publish_news":true,"is_publish_highlight":false,"is_publish_live":false,"is_publish_wemedia":null,"editions":null,"column":"","sentiment":"1","news_tag":"","news_rank":0,"symbols":[],"gpt_button":0,"need_auth":false,"code":"91000000","status":"200"}}}