**储能行业近况交流 20250907 关键要点总结** 行业与公司 * 纪要涉及中国国内储能行业 特别是独立储能项目的发展现状 政策环境 市场预期和产业链动态[1][2] * 纪要未特指单一上市公司 但提及头部企业如宁德时代 易纬 海辰 瑞普 中创新航等电芯厂商 以及系统集成商[17][18] 核心观点与论据 * **行业高度景气**：国内储能行业近期表现出高度景气度 8月份招标数据创历史新高 产业链供需紧张 价格上涨信号频现[2] * **项目建设加速**：有65GWh独立储能项目进入实质建设阶段 预计年底并网[1][2] 内蒙古已批复超120GWh项目[2] * **内蒙古收益率领先**：其4小时储能电站EPC造价约0.8元/Wh 容量补偿按放电电量每度电0.35元 叠加现货套利价差超0.3元/度电 内部收益率(IRR)可达13%-18%[1][3] IRR计算通常按30%资本金口径[20] * **多省出台支持政策**：河北 山东 广东 内蒙古 上海 新疆 甘肃 山西 云南等多省份已出台容量补偿政策 方式和金额各异 但全国层面已形成规模 为项目提供重要支持[1][5] 内蒙古已发放超2亿元容量补偿[1][5] * **2025年装机预期强劲**：预计全年国内新增储能装机量达130GWh 截至8月新增装机量约75GWh[1][8] 内蒙古和新疆两自治区合计预计贡献约40GWh[1][8] 甘肃也有机会完成部分项目[8] 云南锂电储能市场趋于饱和[1][8] * **发展驱动因素**：1）从国家到地方的容量补偿政策支持 如山东2022年始推 现已有约7省跟进 预计政策将持续至2030年左右[9][11] 2）电力现货市场极端价差扩大 捕获价差即可盈利 电站全年满充满放300次 每次价差0.3元即可回本 叠加容量与辅助服务收益 可满足央企投资要求[9][10] * **部分省份建设放缓**：江苏省因原有依赖调峰的收益模式随电力现货市场长周期试运行（2025年9月起）而被取消 新建项目减少 市场观望 反映非现货市场省份的普遍情况[6][7] * **明年（2026年）需求预测**：国内储能市场需求增速预计在15%-20%之间[14] 全年装机量可能达170-180GWh[14] 新疆现货市场若运行顺利 其带动量可能接近今年内蒙古水平 东三省增长空间巨大[14] * **绿电直连项目潜力**：处于试点阶段但潜力巨大 如电解铝和钢铁企业的单体项目可承载瓦时级别用户侧储能 新疆 内蒙古 云南 山东等代表性省份初步装机量预计可带来15-20GWh贡献[13] * **产业链价格趋势**：电池系统价格近期呈上行趋势[16] 主流品牌电芯报价从去年12月/今年1月的0.24-0.25元升至目前的0.28-0.29元[3][17] 但因集成商竞争激烈 整体系统价格平稳或略涨[3][17] 电芯供不应求 明年一季度前降价可能性低[16] * **集成商竞争壁垒**：核心竞争力在于成本控制（供应链优势）以及产品质量控制和技术创新能力[3][18] 头部企业已在试点固态电池储能应用和开发购网型储能新项目（尤其在西北省份）[3][18] 购网型储能项目单体造价更高 利润率更高[19] * **未来空间巨大**：为维持电力系统稳定性 预计到2030年 总储能功率装机需求应超600GW 其中电化学储能需承担约500GW 目前累计装机仅100GW左右 发展空间巨大[24] * **利用小时数与时长趋势**：储能系统利用小时数稳步提升 预计2025年底新建项目平均利用小时数将从去年2.2-2.3小时提高至2.5小时以上[25] 新疆已出现8小时锂电储能项目 未来4小时及以上项目将越来越多[25] 时长因场景而异（如现货套利 绿电直连 调频）[26] 其他重要内容 * **山西与广东收益情况**：山西省上半年平均现货市场价差超0.4元/度电 可使独立储能电站满足基本6.5%收益率要求 一次调频有偿辅助服务使混合型储能电站收益率可达10%以上[4] 广东省上半年现货日内均价从约0.12元提高至接近0.2元/度电 有9个独立储能电站参与调频辅助服务 最高月收入达350万元[4] * **新疆补偿机制**：有类似内蒙古的容量补偿机制 每度放电补偿1.28元 但因充放次数受限 发展速度较慢 预计年底进入现货市场试运行阶段 有望推动发展[4] * **政策发布节奏**：预计全国推行容量补偿是大概率事件 更多地区将在不久后推出类似政策[11] 山西省容量补偿政策预计9月征求意见 11月发布 与近两年煤电容量电价调整节奏一致[12] 甘肃正式文件预计11月出台 2026年1月1日执行[12] * **项目抢启动现象**：在收益率尚未明确情况下 一些省份（如甘肃）已出现抢地盘 抢并网点的情况 备案和征地项目已不少[15] 一些地方政府（如河北）已开始督导并动态调整独立储能试点示范项目名单[15] * **电芯出货排名**：上半年宁德时代国内市占率最大但进一步下降 其他主流厂商如易纬 海辰 瑞普 中创新航等市场份额相对接近 头部企业排产已安排至11月底至明年1月份 市占率较低的企业仍有产能机会[17] * **蒙西并网节点要求**：有说法称需在2025年内完成并网才能拿到0.35元/千瓦时补贴 否则可能面临收益递减风险[21] 2025年3月文件要求2025年6月30日前开工的项目需在18个月内建成 但未明确结算价格按2025年还是2026年[22] * **政策差异考量**：各地政策力度差异（如新疆1.28元 vs 内蒙古0.35元）主要根据合理收益率反推 考虑因素包括现货套利价差大小（如广东价差小则容量电价高） 火电发电小时数差异等[23] * **技术要求趋势**：技术方面主要关注并网性能（特别是购网性能）以及开发能匹配大容量直流仓的新产品 以最低成本和最优效率实现直流侧匹配[26]

行业与公司 * **行业**：中国锂电储能行业，特别是大型储能（大储）市场，涉及独立储能、用户侧大型工业储能、绿电直联项目等场景[1][4] * **公司**：技术领先的头部企业被多次提及，包括系统集成商/设备商**南瑞**、**阳光电源**、**华为**、**比亚迪**、**远景能源**、**中科海博**，以及电芯龙头**宁德时代**（C公司）[1][6][8][25] 市场增速与装机预期 * **2025年1-8月新增装机**：已接近80GWh[2] * **2025年7月新增装机**：约12GWh，预计8月至11月每月新增装机与之相近，全年锂电储能新增装机预计超130GWh[1][4][28] * **2026年新增装机预期**：预计在2025年基础上提高15%-20%，达到150-160GWh[3][13][28] * **累计装机里程碑**：全国新型储能装机量突破100GW（1亿千瓦），超越抽水蓄能的67GW[2] * **市场驱动力**：独立储能已成为主流，用户侧大型工业用户（如中铝、酒泉钢铁）项目规模已比肩独立储能，例如中铝一个电解铝厂已投运400MWh项目[4][29] * **区域集中度**：内蒙古和新疆最近四个月开工项目数量超过全国总数的一半[31] 盈利模式与政策环境 * **容量补偿政策**：超7省份已出台，更多省份预计9月底跟进，内蒙古容量补偿为放电电量每度电补0.35元，固定补偿期十年，叠加后项目内部收益率（IRR）可达12%以上[1][5][16][34] * **现货市场推进**：广东、山西、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江进入正式运行，日内价差拉大提供套利空间，如山西上半年理论套利空间超0.4元/kWh，广东上半年套利空间约0.2元/kWh[5] * **收益计算（内蒙古案例）**：4小时储能系统建设成本约0.88元/Wh，通过300次现货套利（估算平均价差0.37元/kWh）和600次容量补偿（0.35元/kWh）可获得收入，IRR超10%[17][32] * **政策紧迫性**：河北有7GWh左右项目要求2025年12月31日前并网以获得容量补偿，内蒙古要求2025年6月30日前开工[12][33] * **政策不确定性**：2025年投运项目补偿政策锁定，但2026年新项目可能无法享受同等水平补偿，投资者普遍担心政策变化对长期收益的影响[3][20][44] 技术发展与标准 * **构网型储能国标**：征求意见稿发布，对技术指标提出更高要求，利好南瑞、阳光、华为等技术领先企业[1][6] * **技术应用场景**：绿电直联项目，尤其是离网型项目，对构网型储能需求增加，因其能维持微电网稳定[7] * **储能时长趋势**：全国平均储能时长已超2.5小时，接近2.7小时，预计明年新增项目平均时长将达3小时以上，8小时锂电池储能项目开始出现[30][14] 供应链与价格动态 * **电芯价格**：相较2024年底低位（0.24-0.25元/Wh）普遍上涨约15%，二线及以上企业电芯涨至0.28-0.29元/Wh，头部企业（如C公司）维持在0.32元/Wh以上，三线厂也达0.26元以上[3][10][11] * **电芯供应**：非常紧张，头部及一、二线企业314Ah电芯排产已排至11月底以后，预计未来四个月供应依然紧张，需待2026年上半年500Ah电芯批量入市后方能缓解[3][9][22] * **系统价格**：受电芯涨价传导，大规模项目（400MWh以上）报价已提升至0.46-0.47元/Wh，头部集成商（如阳光）接近0.50元/Wh，涨价传导存在3-4个月滞后[1][15] * **500Ah电芯影响**：推出后将降低系统集成成本，受到集成商欢迎，将逐渐替代314Ah及以下产品[22] 竞争格局与集中度 * **系统集成商集中度**：中科海博、远景、阳光、比亚迪等头部企业占据60%以上市场份额，集中度进一步提高[1][8] * **集成商毛利率**：头部企业毛利率约为10%-15%，自产电芯企业（如远景）因包含电芯利润，毛利率更高[24] * **区域招标偏好**：内蒙古等地区当前招标主要考量价格而非性能，以抢时间节点为重，中车等因价格优势占据较大份额[38] 项目收益与投资逻辑 * **高收益地区**：内蒙古、河北、江苏、山西、广东等省份因容量补偿或现货价差收益较好[35] * **投资主体差异**：民营企业更注重短期盈利，发电集团则更注重长期战略与综合收益（如提升新能源或煤电竞争优势）[44] * **收益核心**：当前节点（并网时间）的重要性超过设备本身，以确保享受政策红利[47] * **与新能源对比**：光伏和风电竞争性不高主因无法获得容量补偿及参与调频，且配套储能充电成本高于独立储能（需交输配电费）[45] 未来市场潜力与风险 * **长期市场空间**：与煤电退出密切相关，若2030年后300MW以下中小煤电退出，将带来数百GW的调峰缺口需求，未来总需求可能达400GW[43] * **主要风险**：各省份容量补偿政策未来存在调整和退坡的不确定性[3][20][44]