【四海读报】20250926：国内储能深度报告

国内储能深度：配储退出，独储登台，高质量需求爆发且持续

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1. 一段话总结

东吴证券2025年9月26日发布的国内储能深度报告指出，行业已从强制配储全面转向独立储能，136号文后多地密集出台容量电价政策（如内蒙古0.35元/kWh放电补偿、甘肃330元/kW·年“火储同补”），独立储能项目IRR普遍达8-12% （高价值省份超15%），商业模式彻底跑通。需求端上修，2025年1-8月国内新型储能装机75.9GWh（同比+42%）、EPC招标116GWh（同比+40%），预计25年装机149GWh（同比+35%）、26年194GWh（同比+30%），新疆、内蒙古为核心贡献区域（25-26年合计70GWh），且算力需求推动2030年数据中心储能达120GWh。产业链方面，储能电芯供不应求将持续至26H2，全球25/26年需求521/710GWh（同比+60%/36%），龙头电芯凭借高稳定性（年运行天数高20%）对应IRR高30%+，行业集中度提升，首推宁德时代、阳光电源等龙头。

2. 思维导图（mindmap脑图）

3. 详细总结

一、政策转型：从强制配储到独立储能，商业模式跑通

1. 政策演进三阶段

   • 阶段一（2017-2025初）：强制配储主导：2017年青海率先要求风电配储10%，后续20余省区跟进，普遍要求15-20%功率配比、2小时时长，部分达30%。但配储利用率低（2023年仅17%），“建而不用”问题突出。
   • 阶段二（2025.5至今）：独储正式登台：2025年2月136号文明确“不得将配储作为新能源项目前置条件”，内蒙古、甘肃等多地落地容量电价补偿，独储脱离新能源绑定，成为市场化主体。
   • 阶段三（未来）：市场化成熟：2025年9月《新型储能规模化建设专项行动方案》提出，2027年新型储能装机达1.8亿千瓦，带动投资2500亿元，市场机制基本健全。

2. 容量电价政策：多地落地，保障收益
   地方政府通过“按容量补贴”或“按放电量补贴”建立独储收益保底机制，核心省份政策及经济性如下表：

   省份	补贴模式	补贴标准	峰谷价差（元/kWh）	项目IRR	25H1装机（GWh）
   内蒙古	按放电量补偿	2025年前投产0.35元/kWh（补10年）	0.27	10-20%	2.5
   甘肃	火储同补（容量电价）	330元/kW·年（执行2年）	0.24+	9-12%	2-2.5
   河北	容量电价+充放电政策	100元/kW·年（执行2年）	0.25-0.3	6-8%	6.1
   宁夏	容量电价（逐步上调）	2025.10-12月100元/kW·年，2026年165元	0.26-0.31	6-8%	3
   新疆	容量补偿（逐年递减）	2025年0.128元/kWh（有效期至25年底）	0.25-0.3	6-8%	7

3. 独储vs配储：收益差异显著

   对比维度	强制配储（新能源配套）	独立储能（市场化）
   收入来源	减少弃风弃光、有限辅助服务	容量补偿+现货套利+容量租赁+辅助服务
   收益属性	成本端（额外投资，无独立核算）	收益端（市场化博弈，独立定价）
   调度调用	电网调用有限，闲置率高	灵活参与多市场，利用率高（2023年38%）
   经济性	难以覆盖成本	IRR普遍8-12%，高价值省份超15%

二、需求预测：上修且持续性超预期，区域与场景分化

1. 装机与招标：需求强劲，支撑高增

   • 装机数据：2022-2024年国内新型储能装机15.3/46.6/109.8GWh（同比+212%/205%/136%），2025H1达56.12GWh（同比+68%）。其中独储占比提升，2025H1达58% ，7-8月招标中独储占比超90%。
   • 招标情况：2025年1-8月EPC招标116GWh（同比+40%），近2月单月招标超20GWh，预计全年招标超200GWh，中标规模（80GWh）大于并网规模（51.3GWh），后续落地空间充足。

2. 区域需求：新疆、内蒙为核心，多省份接力

   • 主力区域：2025-2026年新疆、内蒙古合计贡献装机70GWh（占全国40-50%），其中内蒙古受0.35元/kWh高补贴驱动，2025H1新开工超50GWh。
   • 潜力区域：河北、甘肃、山东等已出容量电价省份，平均贡献10-20GWh；2026年青海、浙江、江苏等预计发力，各有10GWh+空间。

3. 新兴需求：算力驱动数据中心储能
   “东数西算”战略下，新疆等西部成为算力高地，数据中心对电力稳定性要求提升，储能从“可选”变“刚需”。预计2030年新增算力5GW，按75%绿电供应、40%功率配比、8小时时长，对应储能需求120GWh（占总需求1/3）。

4. 长期预测：2030年装机达340GWh

   年份	国内锂电储能装机（GWh）	同比增速	国内锂电储能需求（GWh）	同比增速	储能系统市场空间（亿元）
   2024	110	128%	139	119%	652
   2025E	149	35%	197	42%	945
   2026E	194	30%	255	30%	1252
   2027E	229	19%	303	19%	1484
   2030E	340	12%	449	12%	2246

三、产业链格局：电芯紧缺持续，龙头优势凸显

1. 储能电芯：供需紧平衡，紧缺至26H2

   • 需求端：2025/2026年全球储能电池需求521/710GWh（同比+60%/36%），国内需求197/255GWh（同比+42%/30%）。
   • 供给端：2025年全球储能产能约607GWh，利用率86% ；2026年产能866GWh，利用率仍达82% ，一二线厂商持续满产。
   • 价格与盈利：电芯价格从2024年底部0.25元/Wh回升至2025H1 0.27-0.28元/Wh，龙头（宁德时代）毛利率26% （单Wh毛利0.13元），二线厂商毛利率约12%（盈亏平衡线）。

2. 竞争格局：集中度提升，龙头受益

   • 电芯格局：全球CR3超50%（宁德30%、亿纬/海辰紧随），国内CR3 45-50%，未来随独储规模化，龙头份额将进一步提升（龙头电芯年运行天数高20%，对应IRR高30%+）。
   • 系统格局：2024年国内CR5约30-35%（中车、海博思创、远景等），未来向具备“电芯-PCS-EMS一体化设计”的厂商集中，代建代运营模式兴起（如特斯拉、海博思创）。

3. 核心指标：电站价值取决于四大维度

   核心指标	行业平均水平	龙头水平	对收益影响（以400MWh电站为例）
   设备在线率	95%	≥99.9%	提升1%对应年收益增千兆瓦时级别
   运行效率	85%	≥89%	提升1%年收益增60万元
   充放电深度（DOD）	90%	≥95%	DOD98%较90%年收益增345万元
   容量衰减率	4%/年	≤1.8%/年	衰减率降1%全生命周期收益增1800万元

四、投资建议与风险提示

1. 投资建议

   • 首推标的：宁德时代（全球电池龙头，25年储能出货140-150GWh）、阳光电源（全球光储龙头，25年储能出货40-50GWh）、海博思创（独储商业模式创新）、亿纬锂能（大圆柱+大铁锂放量）。
   • 次要标的：阿特斯、比亚迪、中创新航、欣旺达、派能科技、上能电气、科华数据。
   • 关注标的：鹏辉能源、瑞浦兰钧、英维克、伊戈尔。

2. 风险提示

   • 行业竞争加剧，压缩企业盈利；
   • 容量电价、补贴等政策超预期变化；
   • IGBT、电芯等原材料供应不足，影响生产。

4. 关键问题

问题1：独立储能相比强制配储，在商业模式和经济性上有哪些核心优势？多地出台的容量电价政策如何保障独立储能项目盈利？

答案：独立储能在商业模式和经济性上的核心优势体现在“收益多元性”和“市场化属性”，具体如下：

1. 商业模式优势：强制配储收入仅依赖“减少弃风弃光+有限辅助服务”，且因配置分散、调用率低（2023年利用率17%），收益无法覆盖成本；独立储能作为市场化主体，收益来源包括容量补偿（保底）+现货峰谷套利+容量租赁+辅助服务（调频/黑启动） ，且电网调用灵活（2023年利用率38%），摆脱对新能源项目的绑定。
2. 经济性优势：通过容量电价政策保障，独立储能项目IRR普遍达8-12% ，高价值省份（如内蒙古）超15%，显著优于配储（难以覆盖成本）。

容量电价政策通过“差异化补偿+考核机制”保障盈利：

• 补偿方式：分“按容量补贴”（如甘肃330元/kW·年、河北100元/kW·年）和“按放电量补贴”（如内蒙古0.35元/kWh、新疆2025年0.128元/kWh），部分省份叠加峰谷价差（如宁夏0.26-0.31元/kWh）进一步增厚收益；
• 考核机制：如甘肃月内3次非停扣当月容量电费，河北要求年调用次数≥330次，确保储能出力质量，同时避免补贴滥用，保障项目长期稳定盈利。

问题2：2025-2026年国内储能需求上修的核心驱动因素是什么？区域分布呈现怎样的特点？为何新疆、内蒙古能成为装机主力？

答案：2025-2026年国内储能需求上修的核心驱动因素有三：

1. 政策驱动：136号文取消强制配储后，独立储能成为主流，多地落地容量电价（如内蒙古、甘肃），项目IRR达8-20%，商业模式跑通，刺激投资；
2. 市场驱动：电力现货市场在29个省级区域试运行/正式运行（如蒙西、山东），峰谷价差扩大（普遍0.24-0.31元/kWh），现货套利收益提升；
3. 新兴需求：算力产业崛起，数据中心对电力稳定性要求提升，储能从“可选”变“刚需”，预计2030年数据中心储能需求达120GWh。

区域分布特点：呈现“核心省份主导、潜力省份接力”格局：

• 主力区域：2025-2026年新疆、内蒙古合计贡献装机70GWh（占全国40-50%）；
• 潜力区域：河北、甘肃、山东等已出容量电价省份贡献10-20GWh/省，2026年青海、浙江、江苏等各增10GWh+。

新疆、内蒙古成为装机主力的原因：

1. 资源禀赋：两地新能源（风光）装机规模大（新疆2024年储能并网20GWh，全国第一），储能配套需求天然旺盛；
2. 政策力度：内蒙古0.35元/kWh放电补偿（全国最高，IRR 10-20%）、新疆容量补偿+调峰辅助服务，盈利确定性强；
3. 项目储备：内蒙古2025H1新开工超50GWh，新疆已开工+采招项目超73GWh，落地节奏快。

问题3：储能电芯“供不应求”将持续至2026年下半年的核心原因是什么？龙头电芯厂商相比二线厂商，在技术和盈利上有哪些关键优势？

答案：储能电芯供不应求持续至26H2的核心原因的“需求高增+供给释放有限”：

1. 需求端：2025/2026年全球储能电池需求521/710GWh（同比+60%/36%），国内需求197/255GWh（同比+42%/30%），需求增速远超行业平均扩产速度；
2. 供给端：2025年全球储能电芯产能约607GWh，利用率86% ，2026年产能866GWh，利用率仍达82% ，且一二线厂商（宁德、亿纬）持续满产，二线厂商因技术、资金限制扩产缓慢，整体供给难以匹配需求。

龙头电芯厂商的关键优势体现在“技术稳定性”和“盈利溢价”：

1. 技术优势：龙头电芯循环寿命达8000次（二线6000次）、年衰减率1.2%（二线1.5%）、放电深度92%（二线90%），对应的储能电站年运行天数达330天（二线270天），全生命周期收益更高；
2. 盈利优势：即使龙头电芯售价高于二线15-20%，但因稳定性强，在内蒙古等高补贴区域，龙头电芯项目IRR达18% ，较二线（11%）高7个百分点；盈利端，龙头毛利率26% （单Wh毛利0.13元），二线仅12%（接近盈亏平衡），差距显著；
3. 客户偏好：独立储能项目周期10-15年，客户更倾向选择龙头电芯（如宁德、亿纬）以保障长期稳定运行，龙头订单粘性更强，进一步加剧供需分化。