储能行业需求爆发的驱动因素 - 储能项目经济性提升是市场爆发的根本原因 在中国和美国等电力市场成熟区域 储能投资热情与收益率直接相关 当前中国市场已具备盈利能力 美国市场收益更为可观[2] - 经济性改善得益于成本下降和政策激励 中国市场驱动力发生根本转变 从强制配套转向真实需求 美国市场为规避2026年1月1日生效的301条款增税及UFLPA限制出现需求前置[2] - 中国市场应对电力市场化改革加速部署 两大市场需求在2025年6月后集中爆发 导致阶段性供需错配和价格上涨[2] 中美市场需求集中释放的性质 - 中国市场属于抢装 驱动力是政策时间节点 2025年12月31日前在内蒙古并网项目可获得20-40%高收益率 这是在弥补历史欠账而非透支需求[3] - 中国市场要达到平稳装机状态至少需要2000GWh储能容量 当前装机热潮是为2026年项目进入同一起跑线做准备[3] - 美国市场因EPC资源有限和审批流程长 需求前置规模较小 抢装特征不显著[3] 内蒙古储能项目经济性改善 - 政策改变是关键因素 136号文推动光伏项目进入市场化交易 峰谷价差预计拉大 储能可参与电力市场报价报量和调峰调频服务 并引入容量补偿政策 根本性改善收益率[4] - 成本方面碳酸锂价格下降影响权重已降低 每上涨1000元/吨对电池价格影响不足0.005元/瓦时 当前成本降低主要源于行业产能规模化扩张和生产效率提升[4] 储能出货量与装机量差异 - 2025年全球储能出货量预计500多GWh 装机量300多GWh 2026年差距预计进一步扩大 差异将持续存在[5] - 全球约95%储能电池在中国生产 出货量反映中国厂商数据 装机量受重复计算和在途运输等因素影响 统计数据与实际情况存在1.5-1.8倍差距[5] - 海关报关数据是出货量最准确基准 装机量因重复计算和在途产品未被统计而偏低 出货量更接近市场实际发货状态[6] - 出货量与装机量差额应定义为在途产品而非库存 储能锂电池不宜长期仓储 库存周期不超三个月 否则会负面影响电池衰减曲线[7] 国内储能市场需求可持续性 - 即便无补贴国内需求仍具内生动力 东部省份如河北和山东依靠峰谷价差0.4-0.7元/千瓦时 广东可达1元 仅凭峰谷套利收益率可达8%-9%[8] - 容量补偿政策资金源于预缴容量电价 不影响财政 预计为长期政策 未来五年中国储能市场年均装机增幅有望达40%-50%[8] 储能市场远期目标与配置关系 - 远期2000GWh储能装机目标基于存量光伏按比例配置储能 火电站退役置换和数据中心增量等因素 参照美国可再生能源电力结构占比静态测算[9] - 1:1配置指容量匹配 如1GW光伏配1GW储能 配置时长由用电工况决定 现有技术经济性极限为8小时 理想状态下24小时配置最佳[10] - 实现光伏与储能1:1配置保障24小时供电的主要瓶颈是电力系统安全性和稳定性要求 新能源供电可靠性即使达99.99% 其不稳定性风险仍不可接受[11] 储能市场容量与增长确定性 - 储能市场容量无法估量 可再生能源装机增长需与电网负荷动态平衡 储能作为灵活性资源是可持续增长的关键[12] - 储能与光伏风电是单向配合关系 储能功能为提升电网稳定性 需先有发电单元才能部署储能[13] - 市场高速增长确定性源于能源转型趋势和136号文推动的电力市场改革 潜在制约在原材料环节[14] - 储能经济性有利于光伏等不稳定电源替代传统能源 解决光伏并网对电网的稳定性风险 为其占比从15%提升至20%-30%创造条件[15] - 风能和光伏发电装机量增加会逐步降低火电利用小时数 政策推动火电出清 电化学储能效率更高成本更低[16] 成本与收益数据 - 碳酸锂价格在7万元/吨水平持续近一年 使电池电芯及系统成本达到低点[17] - 美国通胀削减法案通过投资税收抵免和生产税收抵免等补贴 使4小时独立储能项目收益率在当前关税条件下仍可达16-17% 高峰时曾达24-25%[17]

行业表现回顾 - 新能源板块自2021年高点后连续回调约三年，万得新能源指数从2021年10月最高点至2025年4月最低点回调幅度达60%左右 [1] - 行业经历产业周期下行后，股价大幅回调并开始展现底部配置价值 [1] - 2025年下半年起行业出现显著反弹，成为A股市场领涨主线之一，呈现光伏、锂电、储能等多领域普涨格局 [1] 本轮上涨驱动因素 - 上涨启动于2025年6月，主要受到政策、需求及技术三方面影响 [1] - 6-7月主要催化来自政策层面，以光伏板块反内卷预期为代表 [1] - 8月之后锂电和储能板块上涨，原因包括牛市背景下承接来自TMT领域的资金，以及电池厂9月排产数据表现优异反映下游需求向好 [1] 下游需求分析 - 动力电池领域需求坚挺，主因各季度主流车企密集发布新车型，2025年以旧换新政策升级且补贴标准提高，叠加购置税减免政策将于2026年退坡引发2025年抢装态势 [2] - 三元电池渗透率持续爬升，欧洲电车补贴重启及新车周期共同驱动海外需求增长 [2] - 储能领域需求转向经济性驱动，国内因电芯成本下降及技术进步推动储能系统降本，峰谷价差拉大及容量电价政策出台提升收益率 [2] - 海外储能自2024年呈现多点开花，光伏配储度电成本已低于其他电源形式，经济性拐点到来，AIDC资本开支加速将受益于其需求放量 [2] 近期动态与估值 - 10月份板块因中美贸易摩擦升级出现回调，10月底后随中美关系缓和再度迎来反弹 [3] - 当前板块估值仍处于历史相对偏低位置，未完全反映增长潜力，横向对比其他成长板块性价比突出 [3] - 政策红利及供需改善带来的业绩逐季修复有望推动板块延续上行态势 [3] 投资工具提及 - 指数化投资是更稳健选择，可通过新能源车ETF(159806)、光伏50ETF(159864)、创业板新能源ETF(159387)、碳中和50ETF(159861)等产品分享行业成长红利 [3]

储能概念股市场表现 - 龙蟠科技股价上涨12.88%至14.99港元 [1] - 瑞浦兰钧股价上涨7.47%至16.26港元 [1] - 中创新航股价上涨5.14%至33.98港元 [1] - 正力新能股价上涨2.92%至9.86港元 [1] 锂电产业链价格动态 - 六氟磷酸锂部分市场报价高达15万元/吨 主流成交价较10月中旬已翻倍 [1] - 电解液添加剂VC和FEC价格持续上涨引发市场高度关注 [1] - 价格上涨受益于储能等对锂电池需求的拉动并在锂电产业链中蔓延 [1] 政策与行业前景 - 国家发展改革委及国家能源局发布促进新能源消纳和调控的指导意见 [1] - 容量电价机制全国性推广或带动储能经济性走通并引发高增长 [1] - 内蒙古储能放电补偿政策将极大刺激2026年的储能需求 [1]

储能概念股市场表现 - 龙蟠科技股价上涨12.88%至14.99港元 [1] - 瑞浦兰钧股价上涨7.47%至16.26港元 [1] - 中创新航股价上涨5.14%至33.98港元 [1] - 正力新能股价上涨2.92%至9.86港元 [1] 锂电原材料价格动态 - 六氟磷酸锂部分市场报价高达15万元/吨 主流成交价较10月中旬已翻倍 [1] - 电解液添加剂VC和FEC价格持续上涨 [1] 储能行业政策与需求驱动 - 国家发展改革委和国家能源局发布促进新能源消纳和调控的指导意见 [1] - 容量电价机制全国性推广将提升储能经济性 带动行业高增长 [1] - 内蒙古储能放电补偿政策将极大刺激2026年储能需求 [1]

政策驱动 - 国家发展改革委和国家能源局发布指导意见，提出健全煤电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并首次在正式文件中明确将新型储能纳入该机制适用范围 [2] - 政策目标为满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳需求，并支持分布式新能源、储能等新型主体通过聚合或直接交易模式参与电力市场 [2] - 内蒙古针对独立新型储能电站设定2026年度放电补偿标准为0.28元/千瓦时，电网企业需逐日公布电力供需预测信息并对充放电曲线进行校核，清单内储能电站日内全容量充电次数原则上不超过1.5次 [3] 市场表现与趋势 - 2025年10月国内储能新增招标量达8.39GW/27.08GWh，同比分别增长24%和29%，内蒙古、新疆、甘肃三地合计贡献超半数市场需求 [3] - 2025年10月国内储能新增中标量为8.32GW/26.67GWh，同比分别大幅增长139%和176% [3] - 4小时储能系统中标价格区间为0.41-0.5元/Wh，加权平均价为0.44元/Wh，环比上涨11% [3] 行业前景与影响 - 容量电价机制的全国性铺开有望使储能经济性在更多省份走通，从而带动储能实现高增长 [1][2] - 内蒙古储能放电补偿政策的出台，虽对比2025年的0.35元/kWh有所下降，但预计将极大刺激2026年的储能需求 [2][3]

行业前景与需求预测 - 上调明年国内储能新增装机预期至300GWh，实现翻倍增长 [1][14] - 预计明年全球锂电池总需求将超过2700GWh，同比增速超过30%，其中储能电池需求超过900GWh [2][16] - 全球储能市场快速增长，预计2025年全球新增储能容量将达到272GWh，2026年达到481GWh [15] 招标与项目动态 - 今年1-9月国内储能项目新增招标量达255.8GWh，同比增长97.7% [1][3] - 即使在“取消强制配储”政策（136号文）实施后，招标需求不减反增，6月至9月同比增速分别达231%、195%、75.5%、101% [1][3] - 保守预计全年招标量至少达到361.6GWh，若参照去年招标结构，全年招标有望达到465GWh [1][6] - 各省已发布储能项目清单共505个，总容量达85.59GW/250.1GWh，主要由社会资本申报，项目兑现度高 [2][7] 区域市场与经济性分析 - 内蒙古、河北、山东是项目集中地，项目规模分别达到77.4GWh、67.9GWh和40.5GWh [2][10] - 多省推出容量电价或补偿政策，显著提升项目经济性，如内蒙古容量补偿为0.35元/kWh，甘肃容量电价为330元/kW/年 [11][12][13] - 经济性测算显示，山东、河北、内蒙古等省份的储能项目资本金内部收益率可达15%以上，多数省份项目IRR超过8% [2][13] 产业链投资机会 - 储能电池、系统集成、PCS等关键零部件均存在投资机会 [1][17] - 电池环节目前较为紧缺，具备涨价潜力，是当前优选环节 [1][17] - 系统集成环节作为整体价值链提供方，头部企业订单高涨，具备较大业绩弹性 [1][17] - 从产能利用率看，2025至2026年锂电池产业链多个环节（如LFP正极、电解液、隔膜等）的产能利用率预计持续攀升，可能出现供应紧缺 [18]

政策影响 - 136号文推动新能源全面进入市场化交易阶段 为储能行业带来前所未有的发展机遇 [1] - 容量电价和容量补偿政策已成为取代强制配储的市场化手段 为储能提供有力的保底收益 [1][2] - 新能源市场化促进各省峰谷价差显著拉大 山东山西等省价差明显提高 [2] 行业发展 - 储能经济性提升将带来行业爆发式非线性增长 [1] - 全球储能需求在新能源渗透率提升和系统成本下降双重驱动下同步爆发 [3] - 光伏项目通过自发配储将电力转移至高电价时段上网具备明显经济性 消纳困难地区有望成为趋势 [2] 市场数据 - 上调2025-2027年全球新增储能装机至272GWh、441GWh、642GWh 同比增速分别为46.6%、62.1%、45.6% [1][4] - 上调同期国内新增装机预测至150GWh、260GWh、380GWh [4] - 山东首批机制电价竞价结果相较煤电基准电价折价明显 标志新能源市场化改革进入深水区 [1] 区域表现 - 河北甘肃宁夏山东内蒙等多省推出容量电价政策 [2] - 多省储能项目可实现良好经济性 尤其以内蒙为明显 [2] - 容量电价政策结合市场化峰谷套利使独立储能项目取得良好经济性 [1]

行业与公司概览 * 纪要涉及的行业为全球储能行业，重点讨论了中国储能企业（如德业股份、艾罗能源、派能科技、海博思创、宁德时代、亿纬锂能）在不同区域市场的表现和发展前景 [1][3][9][10][12][13][15][18][19][20][21][22][23][24] 市场表现与核心数据 * 2025年1-7月全球储能总出货量超过300GWh，是去年同期约140GWh的2.1倍，远超年初预测 [1][2] * 2025年上半年国内大型储能招标总容量同比增长68.6%，7月和8月单月招标规模分别为30.7GWh和30.9GWh，同比大幅增长45.1%和206.0% [3][15] * 预计2025年全球储能出货量将超过450GWh，未来几年全球多个地区储能需求年均复合增长率（CAGR）将保持在20%-30% [8][24] * 储能企业产能利用率显著提升，利润修复明显，电芯和EPC招标价格有上涨趋势，行业呈现高景气度 [2][13][21] 增长驱动因素与持续性 * 全球能源结构正从煤气为主转向风光为主，新定价机制降低了基础电费的边际成本，储能提供的功率调节服务使其经济性显著改善，这是一种长效机制而非短期刺激 [1][4] * 储能需求可拆分为存量调节性需求（2025年电网存量调峰缺口超过108吉瓦）、增量需求和前置性需求，其增长与光伏需求呈指数关系而非简单的线性后周期关系 [3][15][16] * 各国政策支持是重要推动力，例如欧洲多国推出30%到50%的初始投资补贴，澳大利亚推出30%的初始购置成本补贴使回本周期缩短至约5年，中国省级容量电价政策陆续出台 [7][8][16] 区域市场发展趋势 * **欧洲市场**：户用储能配套率较高，但工商业储能配套比例仅约5%，潜力巨大；预计2025年欧洲工商业储能装机量达5GWh（同比翻倍），2029年达20GWh，CAGR超50% [1][7] * **亚非拉及中东地区**：电网薄弱、供电保障性差、电价高，对光伏+储能需求旺盛；户用储能降本后已实现平价，巴基斯坦、伊拉克、叙利亚、尼日利亚等国需求强劲 [1][7][18] * **美国和澳大利亚**：通过持续政策支持维持需求，澳大利亚户用光伏渗透率已达30%，未来将保持稳定增长 [8][18] 企业竞争力与投资策略 * 企业竞争力体现在产品创新和市场布局，例如德业股份在亚非拉市场占据超50%份额，9月排产量达6.5万台，其新推出的工商业储能产品（125千瓦PCS）单月发货量超400台 [9] * 投资者中短期可关注三类方向：出海类（拓展欧洲、拉美、非洲、东南亚、西亚和中东）、技术类（高强度运营产品开发）、细分市场深耕类（如泰国、波兰、尼日利亚、乌克兰） [1][5] * 应关注技术发展方向，如大型储能与AI结合、中小型储能与混网用电器结合（光伏储柴场景、直流微电网系统）以及定制化场景产品研发 [6] * 海外储能市场利润水平高于国内，例如海博思创系统价格达每千瓦时0.9元以上，毛利率达36%以上，中国优质企业在海外发展潜力大 [20][22] 具体公司表现与前景 * **德业股份**：每月市场空间约50万台，当前出货量仅几千台，增长潜力巨大；预计2025年利润在35至38亿元之间，估值较低；正在拓展AIDC电源领域的固态变压器（SST）等新业务 [10][11] * **艾罗能源**：重点在欧洲户用侧市场，9月排产约4亿元；其工商储产品单月最高发货量超1亿元，全年工商储收入目标有望达9亿元；预计2025年利润约4亿元，明年有望超6亿元 [12] * **派能科技**：二季度出货量900MWh，同比提升近200%，实现扭亏为盈；8、9月排产上行至单月500-600MWh；工商储业务占比约30%，两轮车换电业务市占率有望从5%-10%提升至10%-20% [13][14] * **海博思创等头部企业**：在国内具备优质节点独立储能开发和运营能力，在海外订单饱满；预计2025年利润约10亿元，2026年出货17GWh（其中海外10GWh），利润可能达15至20亿元，估值有吸引力 [21][22][23] 风险与关键问题 * 取消强制配储政策后，储能项目的收益模式和真实需求成为关注重点，但分析认为储能需求依然坚实 [3][15] * 储能资产长期定价问题将随着电力市场化深入而解决，资产回报率将出现分化，运营能力及占据优质节点至关重要，不同运营能力带来的IRR差异可能达到3%到5% [17]