公司新签合同概况 - 中国电建2025年全年新签合同金额13332.83亿元，其中能源电力项目贡献8416.05亿元 [2] - 中国能建2025年新签合同额达到14493.84亿元，其新能源及综合智慧能源业务签约5925.78亿元，同比增长6.70% [2] - 两家央企合计手握近2.8万亿元新订单，新能源相关业务已占据半壁江山 [2][7] 能源业务结构变革 - 传统火电业务显著收缩：中国电建2025年1-9月火电业务新签合同额仅为338.29亿元，同比大幅下降46.25% [3] - 风电业务高速增长：中国电建同期风电业务新签合同额1828.74亿元，同比增长54.67% [3] - 水电（含抽水蓄能）业务快速增长：中国电建同期水电业务新签1494.38亿元，增长68.82% [3] - 太阳能发电业务出现分化：中国电建太阳能发电业务合同额1379.18亿元，同比下降33.36% [3] - 新能源业务占比提升：中国能建新能源及综合智慧能源业务在其全年新签合同中占比已超过40%，且增速高于整体业务增长 [3] 储能业务发展 - 储能项目规模巨大：中国电建2025年1-9月新签142个新型储能项目，合同金额366.98亿元，仅6月份新签项目总规模就超过2.75GW/13GWh [4] - 储能项目实现盈利：内蒙古鄂尔多斯万成功储能电站2025年6月投产，截至8月末已实现利润999万元 [5] - 储能商业模式成熟：内蒙古探索的收益模式使运行较好的储能电站综合收益率超过20% [5] - 储能技术取得突破：中国能建在湖北应城建成的世界首台（套）300兆瓦级非补燃压缩空气储能电站，储能规模达1500兆瓦时，系统转换效率约70%，并实现关键核心装备100%国产化 [5] 海外市场拓展 - 境外业务增速迅猛：中国电建2025年1-9月境外新签合同额2137.54亿元，同比增长21.45%，增速远超境内市场 [6] - 海外清洁能源项目密集落地：2025年9月，中国电建境外清洁能源项目合同总金额达152.15亿元，包括越南薄辽省东海300MW风电、孟加拉松罗迪普岛300MW风电等项目 [6] - 项目模式升级为整体解决方案输出：例如老挝的孟松600兆瓦风电项目，是亚洲首个跨境输电新能源项目 [6] - 在中东市场取得重大突破：中国能建签约阿曼伊布里三期700兆瓦光伏+150兆瓦时储能电站项目，中国电建参建的阿联酋阿布扎比光储一体化项目包含2.1吉瓦光伏电站和7.6吉瓦时储能系统，是全球规模最大的同类项目之一 [6] 行业转型趋势 - 行业经历结构性转向：从燃料到技术、从集中到分布、从本土到全球的深刻变革 [7] - 风电取代光伏成为增长新一极 [7] - 储能从技术示范走向商业盈利 [7] - 海外市场成为中国新能源技术的最佳试验场 [7]

全球储能市场增长 - 2025年前三季度全球锂电储能装机量约170GWh，同比增长68% [2] - 2025年上半年中国储能企业新增海外订单163GWh，同比增长246% [1][2] - 海外市场增长快于国内，海外储能装机94GWh（同比增长74%），国内新增82GWh（同比增长61%） [2] 主要区域市场动态 - 欧洲、中东和澳大利亚成为中国储能出海主要市场，业务覆盖全球50余个国家和地区 [1][2] - 欧美及澳洲发达市场依托成熟电力市场机制实现爆发式增长 [3] - 中东等新兴市场基于国家级能源战略，带动GWh级新能源及配套储能项目需求爆发 [3] 中国储能企业表现 - 阳光电源前三季度储能系统出货量29GWh，同比增长70%，预计全年出货40-50GWh [2][7] - 阳光电源储能系统上半年收入288亿元，同比增长105%，成为公司第一大收入来源 [4] - 国轩高科前三季度动力和储能电池总出货量约63GWh，其中约30%流向储能领域 [4][8] - 远景储能已累计交付超50GWh储能电芯产品，当前电芯出口比例超过50% [7] 储能业务驱动因素 - 储能系统成本较三年前下降约80%，部分地区度电成本低于0.2元，经济性增强激发需求 [3] - 中国2025年告别“政策强配”，转向“价值探索”，关注参与电力交易创造收益 [3] - 国内容量电价政策提升项目内部收益率，企业配储意愿不降反增 [1] 光伏锂电企业战略转向 - 多家光伏锂电企业进军储能赛道并获大单，如宁德时代、赣锋锂电、亿纬动力等 [5] - 储能承接光伏锂电优质产能作用显现，光伏逆变器技术与储能变流器同源 [8] - 锦浪科技上半年储能逆变器营收7.93亿元，同比增长313.51%，为公司增速最快业务 [7] 产能与技术发展 - 远景储能预计明年交付量将实现翻倍增长，其美国田纳西工厂已于2025年4月投产 [3] - 国轩高科规划至2027年产能达300GWh，新增产能聚焦快充和大尺寸储能电芯 [6] - 行业正经历向500+Ah及更大容量电芯技术跃迁，新一代电芯有望降低系统成本约40% [9]

市场供需状况 - 储能电芯市场出现“一芯难求”的供应紧张局面，头部电池企业工厂基本处于满产状态，部分企业订单已排到明年年初 [1] - 市场在短期内从过剩状态到供应紧张，供需关系快速反转，2024年全球储能电池及系统集成产能过剩问题突出，部分企业产能利用率不足50% [1] - 2024年上半年行业产能利用率直线上升，宁德时代储能电池系统产能利用率为89.86%，较上年提升13.53个百分点，瑞浦兰钧第二季度以来储能电池产能利用率保持在90%以上 [1] - 300+Ah电芯出现阶段性供应偏紧，主要因供给端面临代际切换，厂商将资源聚焦于500+Ah及更大容量下一代产品的研发与产能建设 [2] 价格与成本影响 - 电芯供应紧张已传导至价格端，锂、钴等核心原材料价格持续走高，直接影响电池生产成本 [3] - 8月储能系统端中标均价环比回升，2h储能系统均价为575.8元/千瓦时，环比上涨22.2%，4h储能系统均价为462.4元/千瓦时，环比增长12% [3] - 近期储能电芯价格出现0.01元/瓦时—0.02元/瓦时的小幅回调，属于短期供需关系变化与季节性需求波动 [6] - 市场中出现“非理性低价”需警惕，部分系统集采与地方项目出现低至0.37元/瓦时的极端报价 [7] 需求驱动因素 - 储能应用场景不断拓展，光储融合项目加速落地、算力中心对绿电比例要求提升、绿色矿山与油田的能源改造需求释放，推动新型储能装机规模增长 [2] - 全球储能市场呈现“主力引领、多点开花”态势，中、美、欧三大主力市场伴随新能源渗透率提升与电力市场开放占据主要份额，亚太、中东、非洲等新兴区域需求快速起量 [2] - 政策调整是重要驱动，国家规定存量项目在2025年6月1日前并网采用“差价结算机制”，导致大量项目集中抢装，2024年上半年国内新型储能新增装机容量55.2吉瓦时，同比增长76.6% [3] - 储能电站商业模式清晰化，可通过容量租赁、现货市场价差套利及提供辅助服务获得多重收益，从“成本中心”升级为“利润中心” [4] 行业应对与未来展望 - 企业采取多方面措施确保供应链稳定，包括供应商多元化、库存管理和生产效率优化 [6] - 行业持续扩大产能，国轩高科拟投资建设两个20吉瓦时电池基地项目，楚能新能源宜昌80吉瓦时锂电池项目开工，远景储能美国工厂投产并加速爬产，预计明年交付量将实现翻倍增长 [6] - 供需紧张被视作阶段性，预计到明年第一季度随着行业进入传统淡季，供需关系将再次调整 [6] - 行业需警惕非理性低价竞争带来的系统性风险，这种恶性价格竞争可能威胁储能电站安全与效益，并削弱中国企业在全球市场的领先地位 [7]

储能电芯市场供应紧张现状 - 储能电芯市场出现“一芯难求”的供应紧张局面，头部电池企业工厂基本处于满产状态，部分企业订单已排到明年年初 [1] - 市场在短期内从过剩状态到供应紧张，供需关系快速反转超出业内预期，企业从二季度开始处于满产满销状态，产线满负荷运转 [1] - 上半年宁德时代储能电池系统产能利用率为89.86%，较上年提升13.53个百分点；瑞浦兰钧第二季度以来储能电池产能利用率保持在90%以上 [1] 供应紧张的核心驱动因素 - 储能应用场景不断拓展，光储融合项目加速落地、算力中心对绿电比例要求提升、绿色矿山与油田的能源改造需求释放，推动新型储能装机规模增长 [2] - 全球储能市场呈现“主力引领、多点开花”态势，中、美、欧三大主力市场新能源渗透率提升与电力市场开放，亚太、中东、非洲等新兴区域需求快速起量 [2] - 供给端面临代际切换，电芯正处于从300+Ah向500+Ah及更大容量升级的关键窗口期，主流厂商将资源聚焦于下一代产品研发与产能建设，导致当前主流300+Ah电芯出现阶段性供应偏紧 [2] - 国家政策调整规定存量项目在2025年6月1日前并网采用“差价结算机制”，导致大量项目集中抢装，上半年国内新型储能新增装机容量55.2吉瓦时，同比增长76.6% [3] 储能商业模式与盈利渠道变化 - 政策叫停新能源强制配储后，各地逐步打开市场化盈利渠道，储能电站可通过容量租赁、现货市场价差套利及提供调频、备用等辅助服务获得多重收益 [4] - 储能项目从单纯的“成本中心”升级为具有清晰商业模式的“利润中心”，峰谷价差、容量电价等模式推进形成“低波动、可预期”的收益特性，推动社会资本持续入场 [4] 储能系统成本与价格变化 - 电芯成本约占储能系统成本的六成，电芯供应紧张已传导至价格端，锂、钴等核心原材料价格持续走高直接影响电池生产成本 [3] - 8月储能系统端中标均价环比回升，2h储能系统均价575.8元/千瓦时，环比上涨22.2%，价格区间为460-814.5元/千瓦时；4h储能系统均价462.4元/千瓦时，环比增长12%，价格区间为389.1-660元/千瓦时 [3] 行业产能扩张与供应链保障措施 - 储能电池领域持续扩大产能，国轩高科拟投资建设芜湖20吉瓦时和江苏20吉瓦时电池基地项目，投资总额分别不超过40亿元；楚能新能源宜昌80吉瓦时锂电池项目开工；远景储能美国田纳西工厂已投产 [6] - 企业采取供应商多元化、库存管理和生产效率优化等措施确保供应链稳定，远景储能国内沧州基地大电芯产能爬坡，预计明年交付量将实现翻倍增长 [6] 市场价格信号与竞争态势 - 储能电芯价格出现0.01-0.02元/瓦时的小幅回调，属于短期供需关系变化与季节性需求波动，预计到明年第一季度传统淡季供需关系将再次调整 [6] - 近期市场中频繁出现“非理性低价”，部分巨头系统集采与地方项目出现低至0.37元/瓦时的极端报价，需警惕非理性低价竞争带来的系统性风险 [7]

行业核心观点 - 海外储能需求呈现爆发式增长，全球储能电芯出货量达到240GWh，同比增长106% [1] - 产业链供需格局改善，头部电芯企业产线满产，部分储能电芯价格止跌回升，结束了此前价格暴跌近八成的趋势 [1] - 展望后市，全球储能新增装机量预计将持续增长，中国企业积极出海开拓市场，有望实现量利齐升 [1] 市场需求驱动因素 - 多国能源安全政策加码，全球可再生能源装机规模快速扩张，光伏和风电的波动性推动了储能配套需求激增 [1] - 具体市场表现强劲：2025年1-7月美国新增储能装机23.70GWh，同比增长57%；欧洲大储与工商储需求同比高增；户用逆变器企业反馈2025年第二季度以来排产已出现好转 [1] - 中美欧市场主导全球储能发展，新兴市场潜力巨大 [1] 技术与成本进展 - 技术层面取得突破，高压密磷酸铁锂等材料提升了能量密度与快充性能，降低了度电成本，加速了储能商业化进程 [1] - 2025年材料成本回升支撑电芯价格趋于稳定 [1] 产业链影响与投资机会 - 电芯制造企业直接受益于产线满产与价格回升 [2] - 储能系统集成商及逆变器企业随着下游装机需求增长而获得订单增量 [2]