国内储能系统市场调研

（来源：纪要头等座）

国内储能系统市场调研

全文摘要

1、2025年储能行业爆发驱动因素

·政策支持转变：2025年储能行业爆发的驱动因素之一是政策支持的转变。此前（136号文件出台前），西北新能源项目（青海、甘肃、宁夏等地）需强制配20%左右储能；136号文件出台后，政策从强制配储转变为业主根据自身需求自主决策是否配置储能。尽管取消了强制要求，但政策通过容量电价补偿等方式给予支持：如甘肃对储能项目每年每千瓦给予330元补偿（与火电补偿标准相当），宁夏每年每千瓦给予165元补偿，且允许参与市场交易、套利。在此驱动下，业主通过盈利测算后更愿意自主投资储能，市场模式从新能源强制配储转变为以投资方自主投资的独立储能、共享储能为主。

·海外市场增长：海外市场需求快速增长是2025年储能行业爆发的另一重要因素。美国市场方面，受特朗普关税政策影响，部分去年订单在关税落地前集中抢装发货；同时，AI数据中心爆发式增长带来用电量激增，推动储能需求上升。欧洲市场因需实现碳中和目标，在前期发展光伏等新能源后，储能成为解决电能储存问题的必要配套，需求显著增长。中东市场则因缺电问题突出，需通过储能在电力或新能源充足时储存电能，缺电时释放使用。三大市场共同推动了海外储能需求的爆发。

·成本下降与技术提升：储能系统成本下降与技术提升是2025年行业爆发的核心驱动因素。从成本端看，储能系统成本较2024年初大幅下降：2024年初储能系统成本在1元/瓦时以上，2025年已降至0.4元/瓦时左右；电芯成本降至0.28元/瓦时。成本下降的主要原因包括技术进步（储能系统及电芯技术提升）和出货量扩大（规模效应降低成本）。成本下降使此前算不过账的储能项目如今能盈利，激发市场需求。

2、储能主要盈利模式及政策变化

·容量补偿模式：容量补偿按实际放电量补偿，非建设容量。如建十几瓦时容量，实际放电5瓦时，电网按5瓦时补偿。甘肃2024年容量补偿约200-230元/千瓦·年，2025年提至约330元/千瓦·年。若实际放电量未达建设容量，投资方可能亏损，前期需调研当地电网容量短缺及周边新能源项目需求确定建设容量。

·调峰调频模式：调峰调频以陕西为例，采用保底次数结算。陕西保底每年调用200次，超200次按实际次数结算，不足则按200次结算。需与电网签协议，备案时约定调用次数及保底标准。2025年电网完善，保底调用次数有增加趋势，体现对储能项目支持。

·现货交易模式：现货交易分阶段发展：2024年为模拟交易，有线上软件展示电价数据，无实际收入，数据用于企业参考盈利模式；2025年部分新能源发展快的省份（如山东）开放市场化交易，部分储能项目备案时与电网约定交易收益。当前峰谷电价差与往年持平，未来因新能源装机增加但发电不稳定，峰谷价差难显著扩大。

·容量租赁模式：容量租赁用于共享储能。新能源项目因政府要求配置储能，选择租赁共享储能容量降成本。山东容量租赁价格约200元/千瓦。共享储能除租赁外，还可参与容量补偿等盈利模式，盈利更丰富。

·多模式兼容性：西北省份（如陕西）限制独立储能选一种盈利模式，无法同时获多种收益。2024年虽有相关政策，但落地难、收益对接部门不明、无实际案例；2025年部分省份补偿标准提高，收益更确定，政策落地性提升。

3、储能项目投资与成本结构

·投资回报率（IRR）变化：从历史数据对比来看，2020年前储能项目的内部收益率（IRR）基本在6-8%。到2025年，落地较好的优质地区项目IRR提升至8-12%。IRR提升的主要原因包（更多实时纪要加微信：aileesir）括三方面：其一，补贴力度增加贡献显著；其二，整体投资成本较之前降低，推高了回报；其三，收益来源相对于2024年更加丰富多元，进一步提升了IRR水平。

·建设成本拆分：当前储能项目建设成本可从EPC交钥匙工程及储能系统两方面拆分。EPC交钥匙工程当前平均成本约为每瓦时0.7-0.8元，而2024年及之前，EPC成本需1.3-1.5元/瓦时。储能系统方面，其成本构成中电芯占比近半，当前电芯价格约为0.28元/瓦时（较此前一两块多的水平大幅下降）；PCS（储能变流器）成本约为每瓦时0.1-0.2元；BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）及消防系统等其他部分合计约0.1元/瓦时。电芯价格大幅下降的主要原因有两点：一是技术提升降低了生产成本，类似新能源汽车产业发展路径，技术进步推动成本下行；二是锂矿价格持续下行，作为电池原材料的源头成本下降，带动电芯价格下降。

4、储能项目建设流程与周期

·建设全流程解析：储能项目建设全流程主要包括以下阶段：首先是项目备案与核准，投资方需向当地发改委、电网公司申请备案证；其次是用地、环评及电网接入手续办理，需解决用地问题、完成环评（手续办理较复杂）并沟通电网接入（确认变电站容量及接入许可）；完成前期手续后，由设计院出具详细的设备、建设及施工图纸；随后进行EPC和设备招标；招标完成后进入施工建设阶段，建设周期约8个月到1年；建设完成后需通过电网验收、调试及并网手续，最终正式投用并开始盈利。各阶段耗时方面，备案及前期手续（用地、环评、电网接入）通常需要半年至一年；备案完成后，从招标到投产周期约8-10个月；对于20-30兆瓦时的小项目，正常建设周期约4-5个月，极端情况下（如增加施工人员）2-3个月即可完成。

·抢装潮与补贴影响：2025年8月储能项目集中放量的主要原因包括：内蒙2025年补贴1千瓦3毛5（2026年将降至2毛8），叠加前期备案、手续办理、电池交货周期（如五六月份订货，七八月或八九月交货）等流程滞后。抢装可行性方面，大项目（几百兆瓦时）因8-10个月的建设周期较难在年内完成；小项目（20-30兆瓦时）通过增加施工人员（如从10人增至30-40人），正常4-5个月、极端2-3个月即可完成。补贴计算规则方面，可能参照光伏行业逻辑，按并网时间而非备案时间计算，因此存在抢在补贴标准下调前完成并网以获取更高补贴的动力。

5、储能市场预测与未来趋势

·2025年装机量预测：关于2025年国内储能新增装机量，认为国内新增装机预计约270-280GWh。具体来看，有人提到“今年国内新装新装机应该会在200多”，后进一步预测“可能到270八吧”，最终确认2025年国内新增装机预计约270-280GWh。在储能结构方面，国内以大储为主，大储占比约90%；海外市场对需求亦有贡献。

·未来需求趋势：2026-2027年储能需求预计持续增长，驱动因素包括：一是新能源消纳需求加速，如青海等新能源发电省份存在弃光弃风问题，需配储解决；二是电力市场化改革深化；三是海外数据中心等行业需求推动。预测2026年国内新增装机约320GWh，2027年持续增长。全球需求方面，预测2026年不会下滑，且大概率翻倍。

·供应与竞争格局：在电芯供应方面，头部电池企业订单已排至2026年，行业通过租用二三线厂商闲置产线缓解短期供应压力，因自建产线投入大、风险高且无法快速解决当前需求。储能系统竞争差异主要体现在品牌效应，如宁德时代因品牌溢价售价较高，其他企业成本趋同。以阳光电源为例，其优势包括早期深耕海外市场，海外占比约30%-40%，海外毛利40%+（国内毛利13%-14%）；全产业链布局（PCS、BMS、EMS自研，仅不自产电芯）；全球口碑及售后团队。

Q&A

Q:公司目前在欧洲市场的市占率情况如何，以及未来设备与耗材的欧洲市场发展趋势是什么？

A:欧洲市场通过子公司及本土化员工自主开拓，西班牙、意大利市场表现持续较好，今年西班牙对欧洲区域贡献度较高；法国市场起量速度较快。今年欧洲市场耗材端增速快于呼吸机端，前三季度耗材端同比增速约35%，呼吸机端因今年刚对接云平台拓展市场，增速不到10%。随着本土化进程提速及云平台解决定制化需求，未来欧洲呼吸机与耗材均有望实现增长，公司对2026年欧洲市场增速抱有极大期望。

Q:储能的盈利模式具体结算方式是怎样的？

A:去年陕西等地区的容量补偿、调峰调频政策难落地，今年有所改善。容量补偿方面，甘肃、宁夏、内蒙等地按放电量结算，电网征用储能容量时，按实际调用电量结算；调峰调频方面，陕西采用保底次数结算模式，如一年保底200次，按保底次数或实际超过次数结算；山东沿海地区去年起推行市场化交易模式，储能参与类似光伏的市场化竞标及实时交易获取套利。

Q:辅助功能中的调峰调频是否需与电网签订合同？

A:调峰调频需与电网签订合同，提供调峰调频服务时，前期备案阶段需与电网协商相关内容，协议中会约定调峰调频的保底调用次数，后期按协议约定的保底次数结算。

Q:容量补偿是否按照项目建成容量计算？

A:容量补偿并非按项目建成容量计算，而是根据实际给电网的放电量计算。例如，若项目建成容量为十几瓦时，但实际放电量仅5千瓦时，则电网按5千瓦时的实际放电量给予（更多实时纪要加微信：aileesir）补偿，类似仓库建成10万平方米但仅使用5万平方米时，无法按10万平方米结算的逻辑。

Q:容量补偿是否等同于放电补贴？

A:容量补偿按照实际放电量计算。

Q:储能现货交易136号文出台前后的差价情况如何？

A:储能现货交易目前更多处于概念阶段，未真正落实到收益层面。各地虽在摸索相关机制，但西北等区域尚未

有实际收益落地，更多为模拟运行状态。

Q:现货交易相关的当前电价差与之前相比是否无显著差别？

A:现货交易目前更多为概念性探索，尚未落地产生实际收益，西北区域仍处于模拟推进阶段，相关电价差与之前相比无太大差别。

Q:未来峰谷电价差会越来越大还是保持当前水平？

A:基于新能源光伏及储能行业经验，峰谷电价差呈逐步缩小趋势。光伏领域现货交易中，山东已出现负电价交易，且峰谷价差持续收窄；从各省情况看，甘肃当前峰谷电价差已小于前几年。整体分析，未来峰谷电价差不会大幅扩大，大概率保持持平状态。

Q:新能源装机量增多且稳定性不足，是否会导致峰谷电价差越来越大？

A:根据各省电价情况，当前峰谷电价差已较小，甚至小于前几年水平；预计后期峰谷电价差可能维持持平，不会显著扩大。

Q:现在建设的储能站未来主要依靠什么盈利？若未来补贴取消，是否会再次出现全行业不赚钱的情况？

A:任何行业均有阶段性盈利周期，当大量进入储能行业后，行业会饱和，后续进入者难以盈利；储能站建成后的容量可支撑电网及周边新能源共享，属于稀缺资源，若后续再建则无法盈利，补贴取消后全行业不赚钱是必然趋势。

Q:容量租赁的基本情况是怎样的？

A:您所指的容量租赁具体是指什么？想了解哪些内容？

Q:容量租赁的盈利模式是怎样的？

A:请问你所指的容量租赁具体是指什么？想了解哪些方面的内容？

Q:独立储能的现货交易、辅助调峰调频与容量补偿是否可同时获取，还是仅能选择其一？

A:目前公司研究陕西地区的情况，该地区不允许同时获取，仅能选择一种。

Q:其他省份是否均执行只能选择一种的政策？

A:目前西北区域执行只能选择一种的政策，但全国其他省份的政策情况暂不了解。

Q:公司提到的储能盈利模式是此前一直存在，还是在电网改革及136文件发布后发生实质性变化？相关变化从何时开始？

A:2024年，容量补偿、调峰调频等政策在各省市已存在，但当时储能以新能源配储为主，市场未将其作为主要收益来源；2025年并非新增政策，而是部分省份提高了补偿标准，收益确定性增强。

Q:24年储能相关的容量补偿、调峰调频政策的模棱两可具体指什么？

A:当地有政策但未实施，且实施时无法明确补贴对接部门及收益发放主体，无实际落地案例。

Q:补偿额度有何变化？请举例说明。

A:以西北区域的甘肃、宁夏为例，甘肃当前每千瓦每年补偿约330元，去年约230元，今年政策对补偿额度有较大提高。

Q:今年容量补偿额度是否提高及是否开放现货交易，调峰调频有什么变化？

A:调峰调频次数有变化，例如陕西去年保底政策约200次，随着电网完善，保底次数有所增加，这是电网对储能项目的支持。

Q:现货交易具体从什么时候开始？

A:现货交易去年已有，去年陕西地区推出现货交易软件，可线上实时查看电网发布的现货交易数据及价格，但去年更多是软件模拟。

Q:模拟交易是否产生实质收入？

A:模拟交易无实际收入，但其数据基于实时电价、周边新能源容量等核算，具有参考价值，可用于智能企业盈利模式参考。

Q:现货交易目前是否已开始实施？

A:今年已开始实施。共享储能、独立储能等项目在备案及与电网签订协议时，会约定后期交易收益。

Q:去年国内现货交易是否处于模拟阶段未正式实施，今年是否开放市场化交易？

A:今年部分省份未开放市场化交易，主要是新能源发展较快的省份在开放，例如山东已开放。

Q:储能项目的投资回报率目前水平及与之前相比的变化幅度是多少？

A:2020年之前核算的内部收益率基本在6%-8%，今年盈利模式落地较好的地区可达到8%-12%。

Q:公司部分地区IRR从2020年之前的6~8提升至当前的8~12，主要原因是现货交易或补贴力度增加吗？

A:IRR提升主要有三方面原因，一是补贴贡献较大；二是投资成本较之前降低，推动回报提升；三是收益来源较去年更丰富、多元化。

Q:共享储能与独立储能的商业模式有什么差别？

A:共享储能属于独立储能的升级版。独立储能由发电企业、电网公司或用户独自投资、拥有并运营，收益来源相对单一，主要为新能源项目或电网调控调频服务；共享储能的盈利模式更丰富，包含容量租赁等方式。

Q:共享储能相比独立储能盈利模式更丰富是否主要因多了容量租赁业务？

A:目前来看共享储能相比独立储能多了容量租赁业务；而调控调频、容量补偿等业务，独立储能也可以开展。

Q:独立储能是否无法开展容量租赁业务？

A:独立储能无法开展容量租赁业务，因报备时的性质限制，政策不允许；独立储能与共享储能性质不同，可类比为私家车与网约车的区别。

Q:现在储能站的平均建设费用情况如何？

A:储能站EPC交钥匙工程的单位建设成本约六七毛钱，不超过一块，目前八九毛或七八毛即可完成；电芯成本占储能系统成本近一半，当前电芯价格从一两块多降至两毛多，降价空间较大。

Q:电芯成本大幅下降的原因是什么？

A:电芯成本大幅下降主要有两方面原因，一是技术进步，类似新能源汽车技术提升后成本下降的逻辑，技术进步降低了前期高成本，且应用规模扩大进一步摊薄成本；二是锂矿等电芯源头原材料价格持续下行，推动电芯成本下降。

Q:储能系统除电芯外，PCS、BMS、EMS及消防系统等各部分的平均每瓦时价格是多少？

A:储能系统各部分平均每瓦时价格大致为：电芯约0.28元，PCS约0.1-0.2元，BMS、EMS等合计约0.1元以内。

Q:剔除储能系统后的单独建前工程具体指什么？储能系统的构成内容是什么？

A:储能系统包含在EPC中，剔除储能系统后的部分为单独建前工程；储能系统包括电芯、EMS、BMS、PCS。

Q:储能系统的EPC在去年、前年的成本水平是多少？

A:去年、前年，储（更多实时纪要加微信：aileesir）能系统的EPC成本不低于1元，实际需1.3-1.5元左右。

Q:公司之前储能系统的单价大概是多少？

A:公司之前储能系统的单价大概为每瓦时七八毛。

Q:海晨产品的市场价格是否与行业基本一致，是否存在偏差？

A:海晨产品的市场价格与行业基本一致，偏差不大。海晨今年出货量已位居行业第二，作为头部厂商，产品价格与市场水平基本一致。

Q:今年8月招标量增长较快是否主要因内蒙古补贴政策，及是否导致市场抢装年内完工？

A:内蒙古补贴政策非短期政策，政府承诺未来10年均有补偿，当前补贴标准为1千瓦0.35元，预计2026年将降至0.28元；市场抢装更多受行业驱动因素影响，但内蒙古补贴政策也有一定影响。

Q:内蒙补贴政策出台已有一段时间，8月份集中放量的原因是什么？

A:集中放量是因为前期需完成备案、手续办理、投资等流程，且电池厂出货有周期，当前电池货量紧张导致交付延迟，因此8月份集中放量。

Q:储能系统从招标到完成建设并投入使用的周期是多久？

A:在备案完成且土地、接入等手续办妥的前提下，储能系统从招标到投入使用的周期约8~10个月。

Q:储能项目从备案准备到投入使用的整个流程是怎样的？

A:储能项目流程主要包括以下环节：首先由投资方完成储能项目备案与核准；其次解决用地、环评及电网接入问题；前期手续完成后，由设计院出具详细设备、建设及施工图纸，随后开展EPC与设备招标；建设阶段耗时8个月至一年，建成后需通过电网验收、调试及并网手续，最终正式投入使用。

Q:项目从备案准备至投产的总时间是否无法在8-10个月内完成，因备案可能需要半年时间准备？

A:8个月是备案完成后从招标到投产的时间，该阶段需8-10个月左右。

Q:今年8月份招标的公司今年能否完成安装？

A:今年8月份招标的公司今年无法完成安装。

Q:内蒙地区补贴标准为0.35元/度，要求6月底开工、年底投产的项目，8-10个月理论上无法完成，为何仍存在抢装情况？

A:即使无法完成，仍需参与抢装，具体取决于项目容量，若容量为几十兆瓦时，从8月开始抢装有可能完成；若为几百兆瓦时，则无法完成，最终取决于项目运作方式。

Q:不同容量项目的建成时间存在差异，基于过往经验，项目最快多长时间能建完？

A:20-30兆瓦时的小项目平均约四五个月建成；最快两三个月可从开工到投运；具体建成时间无法预测，取决于经济实力及施工队伍速度。

Q:内蒙地区放电补贴是否需按发电量达标获取对应补贴，及所发电力是否存在电网不接收的情况？

A:内蒙地区放电补贴按电网实际调用的电量计算发放。

Q:电网调用补偿的计量方式是提前通过合同约定的，还是根据当地需求动态调整的？

A:电网调用补偿的计量方式以实际放电量为准，无法提前确定，按年度实际使用流量进行年底结算，且无保底约定。

Q:该结算方式的不确定性是否较高？

A:该结算方式的不确定性较高。

Q:公司在内蒙古的收益率情况是否不佳，是否存在电网不收的情况？

A:相比前几年，目前情况已较好，至少合作方算账后认为可行。

Q:今年装机情况较好，公司对国内新增装机量有何测算？

A:今年海晨出货已达190，公司预测国内今年新增装机量至少200-300，可能到278。

Q:预计是否为278？后续需求是否会持续？原因是什么？

A:26年、27年需求会持续增加。原因包括国内新能源消纳需求加速、电力市场化改革深化，以及美国、欧洲因数据中心等因素导致储能需求增长且25年供应无法满足市场需求。

Q:2026年、2027年储能业务是否预计在今年基础上继续增长？

A:是的，2026年储能业务预计规模约为300-323。

Q:2027年的预测情况大概是什么水平？

A:对2027年的预测无科学依据，属于经验判断；明年的预测可明确，2027年经验判断可能达到300多400。

Q:行业增长趋势是否仍会延续？

A:行业增长趋势会持续，基于当前行业需求，至少3-7年内仍将保持增长。

Q:是否担心今年抢装导致明年需求下滑？

A:今年有很多正在走备案或即将完成备案的项目，目前在手签的框架协议涉及十几个项目，将安排至明年采购。

Q:中国市场未来储能装机总量是否有预测？大概上限是多少？

A:根据新能源配储情况预测，27年底储能装机总量可达189G瓦左右；若按旧网两小时或四小时配置计算，可能达到四五百G瓦时。

Q:所提及的是否为总装机量而非新增装机量？

A:所指为总装机量，2027年大致能达到该规模。

Q:2025年270-280的储能规模中，大储、工商储及户储的具体占比情况如何？

A:国内储能以大储为主，占比约90%；欧洲市场户储占比更高。

Q:全球明年下半年储能增速是否会放缓？

A:目前预测明年全球储能增速不会下降，多家机构预测明年大概率还会翻倍。

Q:当前储能电芯供给紧张，多数头部电池企业订单已排至明年，明年供给紧张状况能否缓解？企业当前是否有扩产计划？

A:公司当前储能电芯产能不足，但未开展自主扩产，而是通过租用二三线电器厂商的产线合作生产。未自主扩产的原因主要有两点：一是自主扩产投入大，需考虑两年后市场需求是否持续以避免产能闲置，风险较高；二是自主扩产无法解决当前供给紧张的燃眉之急，租用二三线厂商闲置产线进行改造的方式更高效。

Q:整个行业明年的供应是否会缓解？

A:目前分析，明年行业供应最不济也与今年持平，不会低于今年。

Q:明年市场供应端的最差情况是否与今年持平？

A:明年市场供应端最差情况与今年持平，工厂对此较为乐观。

Q:其他公司是否有扩产计划？

A:头部企业如宁德、亿纬等，我们了解到有扩产计划及产线在扩产。

Q:明年相对于今年的电心慌是否会有所缓解？

A:明年相对于今年的电心慌会有所缓解，主要因今年需求规模较大，市场已采取应对策略，明年会更从容。

Q:储能系统作为结构相近的标准化产品，价格存在差异的主要原因是什么？

A:除宁德时代外，亿纬等企业的储能系统价格相近；宁德时代价格较高主要源于品牌效应；成本端因供应链透明，材料供应商给各企业的供货价格差异小，价格差异更多因品牌定位不同。

Q:除成本与品牌外，储能系统的差异化体现还有哪些？

A:国内非三四线小品牌的储能系统可参与同一项目竞争，竞争核心在于价格优势及过往业绩表现，当前储能市场对安全性关注度较高。

Q:阳光电源出货量较高的原因及优势是什么？

A:阳光电源不自主生产电池，主要聚焦系统业务。其出货量较高主要得益于以下优势：一是董事长定位准确，早于行业在欧洲、中东等海外市场深耕，抓住全球市场红利，海外业务占比约30%-40%，推动营收增长；二是品牌口碑好，客户认可度高，即便价格较高仍优先选择；三是产品布局全面，PCS、BMS、EMS等储能系统核心部件均自主研发；此外，全球售后团队支撑服务能力。

Q:市场普遍认为未来国内峰谷电价差会因新能源装机增加、电价波动而扩大，但您认为不会扩大（更多实时纪要加微信：aileesir），原因是什么？

A:主要基于各省对新能源电力的调用情况判断，当前新能源发电效率最高的时段未被归为峰谷时段，而是被划为平谷时段；且峰段时间不断减少，部分峰段被安排在新能源无法发电的时段。电网对新能源电力接受度较低，不愿鼓励调用，因此判断国内峰谷电价差不会扩大。

Q:是否看好未来储能的收益？

A:电力市场交易正逐步规范，一省规范会推动其他省份学习并趋于规范，储能收益将更具多样性；且随着技术发展，储能系统成本持续降低，对投资者有利，因此看好未来储能的收益。

免责申明：以上内容不构成投资建议，以此作为投资依据出现任何损失不承担任何责任。