11月27日，国家发展改革委召开月度新闻发布会。其中提到，我国储能产业快速发展，大规模压缩空气 储能、高安全化学储能、固态电池储能等技术路线开发和示范应用取得积极进展。目前，全国新型储能 装机超过1亿千瓦，是"十三五"末的30倍以上，占全球总装机比例超过40%。储能设施建设周期短、布 局灵活、响应速度快，快速承担起电力系统调节功能。 兴业证券认为，主链依然静待"反内卷"事件催化，AI浪潮加速储能发展。储能需求从局部市场点状突 破，实现全球全面放量，叠加AI浪潮下数据中心对供电连续性、动态适配性及电能质量提出更高要 求，储能成为该场景供电保障体系的理想方案。建议关注储能需求催化、主链供给侧改革预期及新技术 变革带来的结构性机会。 开源证券认为，当前，储能行业呈现供需两旺态势，国内外需求共振，新型储能"一芯难求"，头部电池 企业持续满产，电池价格延续上涨趋势，供应链整体具备价格传导能力。需求支撑+供给紧缺+上游挺 价，储能行业景气度有望持续。 华源证券认为，储能作为新型电力系统建设的重要灵活性资源，正处于政策支持、商业模式逐步完善的 关键发展阶段，收益率改善驱动的装机增长态势有望维持，需求预期的改变促进业绩预期改 ...

北京商报讯（记者 和岳）11月27日，国家发展改革委召开月度新闻发布会。国家发展改革委政策研究 室副主任李超表示，随着我国风电、光伏等新能源装机规模和比例的不断提高，电力系统调节能力已经 成为建设新型电力系统的重要方面。近年来，国家发展改革委会同有关方面加快推进储能和氢能发展， 取得积极进展。储能方面，我国储能产业快速发展，大规模压缩空气储能、高安全化学储能、固态电池 储能等技术路线开发和示范应用取得积极进展。目前，全国新型储能装机超过1亿千瓦，是"十三五"末 的30倍以上，占全球总装机比例超过40%。 ...

行业装机规模与全球地位 - 截至2025年9月底 中国新型储能装机规模超过1亿千瓦 较"十三五"末增长超30倍 [1] - 中国新型储能装机规模占全球总装机比例超过40% 已跃居世界第一 [1] - 2025年前三季度 全国新型储能等效利用小时数约770小时 同比增加约120小时 [1] 技术路线发展现状 - 锂离子电池储能占据绝对主导地位 装机超过9800万千瓦 占比96.1% [2] - 液流电池储能装机较"十三五"末增长约30倍 达到115万千瓦 [2] - 压缩空气储能"十四五"期间实现从无到有突破 装机达到83万千瓦 [2] - 固态电池 氢储能等前沿技术加速发展 为应对未来多时间尺度 高安全性存储需求提供支撑 [2] 行业应用与作用 - 新型储能行业已由商业化初期步入规模化发展阶段 [1] - 新型储能促进新能源开发消纳 提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平的作用逐步增强 [1] - 云南 浙江 江苏 新疆 四川 青海 湖北等多省区调用情况良好 调节作用进一步发挥 [1] 政策导向与未来规划 - "十五五"期间 新型储能将成为电力系统新增灵活调节能力的主要载体 [2] - 国家能源局将统筹谋划"十五五"规划布局 科学统筹新型储能和其他调节资源发展规模和布局 [2] - 加快完善新型储能市场机制 推动发展从政策引导逐步向市场驱动转变 [3] - 持续推动新型储能利用水平提升 指导电力调度机构创新调控方式 [3] - 大力支持新型储能领域科技创新 强化企业主体地位 全面提升锂离子电池储能质量性能水平 [3] - 进一步深化新型储能领域国际合作 加强行业管理 产业促进 技术研发等领域交流和信息共享 [3]

**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]

核心观点 - 河北省发改委组织开展多元技术路线独立储能试点项目申报工作，旨在推动新型储能多元化、产业化、市场化高质量创新发展，支持先进技术与关键装备推广应用 [1][8][9] - 试点项目总规模不超过350万千瓦，各市推荐数量不超过5个，重点关注重力、钠离子、钒液流、氢储能、固态电池、深地空间等多元技术路线或磷酸铁锂储能新技术应用 [1][2][9][10] 申报容量 - 单体项目容量一般为10万千瓦，最大不超过20万千瓦 [3][11] - 采用"磷酸铁锂+X"混合储能技术路线的，磷酸铁锂部分占比不得高于90% [3][11] - 项目实施主体需按批复规模和技术路线设计建设，不得随意拆分调整或分期建设 [3][11] 规划选址 - 需加强安全风险评估，与民用建筑、工业建筑、交通道路等保持安全距离 [4][11] - 应远离人员密集场所、易燃易爆场所，不得占用永久基本农田或涉及生态保护红线、自然保护区等禁止开发区域 [4][11] 时限要求 - 纳入试点的项目需在9个月内开工，15个月内并网 [5][11] - 逾期未开工项目将取消建设计划 [5][11] 申报程序 - 各市能源主管部门优先按电网接入站点推荐项目，初步审核后报送省发改委 [12] - 省发改委复核后征求电网公司意见，委托第三方机构开展专家评审 [12] - 综合考虑电网意见和评审结果确定入围名单，公示不少于5天后正式印发清单 [12] - 委托第三方评估试点效果，总结推广先进技术、商业模式和标准规范 [13] 组织实施 - 各市需统筹协调自然资源、林草、电网等部门，健全建设协调推进机制 [14] - 严禁强制要求储能企业配套产业增加负担 [14] - 严格落实安全监管责任，确保项目符合新型储能电站相关标准规范 [14] - 申报材料需在5月15日17:30前报送，逾期不予受理 [14]