2025年电新行业分析：国内储能涨价传导顺畅，海外大储订单稳中向好

低ROE市场

国内装机： 25年1-9月装机量持续高增，全年增速或超预期

装机规模： 2024年国内储能装机42.37GW/101.33GWh，同比高增86.7%/107.6%；CESA口径下，2025年1-9月国内储能装机31.77GW/85.11GWh，高基数下同比高增81%/87%。

配储时长逐渐增长，预计2026年配储时长将达到3h。2023年国内新型储能平均配储时长为2.15h，2024年为2.39h，2025年1-9月平均配储时长为2.68h。国内136号文后独立储能兴起，内蒙等地以4h配储为主，经济性驱动下国内储能市场向长时储能发展。

国内招标：盈利模式逐步完善，国内储能弱预期反转

根据寻熵研究院的追踪统计，25年9月国内储能招标规模为11.7GW/42.6GWh，容量同/环比+161%/-48%。新能源上网电价市场化改革背景下，随着国家级规划与各省容量政策的托底，国内大储招投标持续超预期。

2025年1-9月国内累计储能招标规模为91.6GW/342.6GWh，已超24年全年招标规模65.6GW/171.3GWh。经历十四五新能源装机快速上量之后，重新出现了弃风弃光、限电与负电价等一系列问题，实际新能源对储能需求远超强制配储要求，储能需求将维持高景气度。

国内装机结构：独立储能项目快速释放，带动储能整体量增

独立储能项目快速释放：根据招标端数据，531后国内独立储能招标实现连续快速增长，剔除集采框采情况下，531节点后月度独立储能采招占比均超85%。

储能盈利模式逐步理顺，独立储能成为主要落地形式。当前市场化套利叠加各省容量补偿以及辅助服务的盈利模式逐步形成，国内独立储能作为独立项目回报率可观。我们预计26年独立储能渗透率有望进一步提升至80%。

国内政策：顶层设计再升级，2027目标180GW，场景+技术+盈利三维共振

9月12日，国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，首次量化2027年装机≥180GW，政策天花板打开+盈利路径清晰。

总量：2027年全国新型储能累计≥180GW，截至24年底，全国累计新型储能装机73.76GW，三年缺口约110GW/300GWh，为国内储能发展奠定信心。

具体政策：1）鼓励新型储能全面参与电力现货市场：当前青海省、辽宁省等多地现货价差达0.55+元/kWh，扩大新型储能收益空间。2）推动完善容量电价机制，建立容量补偿机制：当前内蒙古、新疆、宁夏、河北、广东、山东等多地已推出容量补偿机制吸引新型储能装机建设；3）引导新型储能参与辅助服务市场：通过调峰调频、备用等辅助服务市场进一步增厚新型储能收益。

当前测算下，蒙西、新疆、河北、山东等多地独立储能IRR超8%，后续伴随各省最新承接方案落地，收益增厚下有望进一步扩大新型储能装机需求。

当前测算下，电力现货市场充放电价差≥0.35元/kWh，独立储能IRR即可实现≥8%。后续各地电力市场化交易政策落地，具备独立储能经济性的省份也将越来越多。展望：指引只是保下限，盈利模式完善拉高上限。历次行动方案均超额完成，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》曾提出“2025年新型储能装机规模达到30GW以上”的目标，但截至2024年底，全国新型储能累计装机已达73.76GW，提前并超额完成了原定目标。此次伴随新型储能盈利模式完善，我们预计180GW目标有望大幅超额完成目标。政策天花板打开→订单能见度拉到三年→盈利模型跑通，储能板块PE中枢有望得到修复提升。

国内盈利：各省容量电价密集出台，独立储能盈利模式跑通

当前市场化套利叠加各省容量补偿以及辅助服务的盈利模式逐步形成，国内独立储能作为独立项目回报率可观。

当前甘肃模式具备较强参考价值，独立储能整体IRR可达到8%。甘肃现行政策：1）容量电价：率先落地“火储同补”容量电价机制，补贴确定性与现金流稳定性优于放电量补偿模式，执行标准为330元/kW·年，与火电机组同价，执行期2年；2）2025年平均峰谷电价差为270元/MWh；3）辅助服务：补贴上限为300元/MW·日(调峰)和12元/MW(调频)。

电力现货市场：建设进入加速推进期，2025年底实现全覆盖

394号文要求在2025年底前实现电力现货市场全覆盖。截至2025年10月初，全国共有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场及国网省间电力现货市场转入正式运行；陕西、安徽、辽宁等8个省级现货市场及南方区域电力市场已开启连续结算试运行。9月，国家发改委印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（即394号文），要求2025年底前其余省（区、市）现货市场也将陆续转入连续结算试运行，现货市场将基本实现全覆盖。

电力现货市场：电力现货市场或拔高峰谷电价差增厚储能收益

电力市场正式运行或有助于拔高峰谷电价差提高储能收益。2025年以来电力现货市场正式运行5省峰谷价差呈上升趋势，除蒙西降幅14%以外，其他省份现货峰谷价差均拉大，增幅最大的是山西（43%）。据兰木达电力现货测算，2025年H1山西 2 小时储能总收益最高，其次是蒙西，山西与蒙西均实现电力现货市场正式运行。

全国统一电力现货市场建设将改变储能项目收益模型，驱动IRR提升。我们测算当电力现货交易价差超过0.5元/kWh，4h独立储能在无容量电价补偿情况下IRR可达到7%。

高ROE市场

欧洲电价：欧洲核心9国9月电价环比基本持平

欧洲电价：9月电价环比基本持平。欧洲核心9国9月日前平均批发电价77.61欧元/MWh，环比-1%。西班牙（68.25欧元/MWh，环比-1%）、丹麦（73.14欧元/MWh，环比-1% ）、荷兰（75.53欧元/MWh，环比+2%）电价基本不变。

欧洲电价采用边际定价模式，天然气价格是电价锚。6-11月为天然气补库窗口期，欧盟通常要求各成员国天然气库存冬季前应达到90%满库。补库周期叠加夏季用电高峰，电价或刺激户储装机量攀升。

欧洲天然气：补库周期开始，库存仍低于去年同期

欧洲天然气库存9月平均库存80.7%，同比减少12.7Pct，天然气库存逐步修复，环比提升7.1Pct。25年初欧洲经历无风寒潮，天然气库存消耗严重，最低库存为35%（24年库存最低为60%），欧盟强制性要求11月前必须补库至90%。25年补气缺口大，叠加欧洲对俄罗斯天然气依赖度的进一步下降，美国LNG缺乏弹性，欧洲天然气价格或具备良好弹性。

9月欧洲天然气价格整体稳定。 TTF天然气期货价格10月1日报价32.220欧元/MWh，9月1日报价31.411欧元/MWh，环比上涨2.51%。

德国储能：户储需求稳定，需求前瞻指标逐步反应

整体：2025年9月德国储能装机378MWh，同比-19.5%。其中户储294MWh，同比-0.79%，环比+9.25%，大储28.7MWh，环比-5.59%，工商业储能21.8MWh。

大储：2025年9月德国大储装机量28.7MWh，受项目制影响，月度波动较大。德国大储仍在起步阶段，电力系统调节需求增加，德国大储25年有望维持高增长。

BAFA申请量：25年9月申请量为8849个，环比+1.96%。住宅建筑能源补贴用户需要先申请再下单安装，为户储先导指标，影响渠道商/安装商备货决策。

【值得注意的是】受财政压力影响，24年8月7日起，补贴申请只能报销咨询费用的50%，削减前报销比例为80%，故24年8月迎来最后抢装潮后，BAFA申请量持续低迷，25年2月创下24年8月后月度申请量新高，3月4月仅小幅度回落，需求前瞻指标已反应户储需求回暖。

意大利储能：25Q2大储市场活跃，25年多个大储项目有望落地

据ANIE，意大利储能25Q2新增装机规模达817MW/2728MWh，同比+48%/+75%。其中户储（20kWh以下）装机容量同比减少30%，工商储容量同比减少44%，大储（大于10MWh）容量增长150%。户储与工商储规模下降主要系意大利superbonus补贴计划24年底缩减，大储增长主要受储能容量拍卖政策刺激。

截至25Q2,意大利1MWh以上储能已装机6.4GWh，占比39%，户储（20kWh以下）已装机8.23GWh，占比54%。

英国储能：增长强劲，项目审批周期逐渐缩短

25年7月，英国新增批准的储能项目容量为5.04GW/10.49GWh，25年计划并网的储能项目容量超17GWh。

截至2025年第二季度，英国所有已投运、在建和待建储能电池项目总规模为108.07GW。其中已投运项目共2.9GW，在建5.24GW，待建99.94GW。目前英国储能项目仍以独立储能为主。所有项目中独立储能系统总规模为96.28GW，占比89.09%。2025年二季度，共新增储能规划项目12.06GW。

捷克储能：光伏配储总装机超2GWh，2024年储能装机新增506MWh

截至2024年底，捷克光伏配储能总装机超2GWh，2024年储能新增装机共506MWh。2024年新增储能装机中，户储占86%，工商储占12%，大型储能占2%。

捷克储能逐渐从户储向工商储和公用事业规模储能过渡。政府降低户储补贴，同时通过立法保障储能灵活性，取消储能双重收费并为独立储能项目提供补贴。捷克独立储能有望迎来高增。

欧洲大储：收益结构多元，盈利预期吸引投资

德国大储年化收益在15-20万欧元/MW/年。德国大储可参与现货市场（包括DA、IDA1、ID1）、调频储备市场（FCR）、自动调频储备市场（aFRR），也可以在一天内参与多个市场交易，即跨市场交易。

25年6月荷兰大储月度净收益达到10710欧元/MW/月。荷兰领先的储能资产优化服务商Eddy Grid最新数据显示荷兰储能市场强大的盈利能力。同时，荷兰输电系统运营商（TSO）TenneT 宣布将一项关键的电网平衡数据发布延迟从5分钟恢复至2分钟，将显著提升储能资产的调度效率和电网稳定性。

美国储能：25Q2装机创历史新高，全年装机上调至52.5GWh

储能装机量：据伍德麦肯兹数据，2025年Q2美国新增储能装机5.57GW/15.79GWh，创下季度最高装机记录，同时上调全年将新增储能装机至19GW/52.5GWh，功率、容量分别同比增长53%、45%。

分规模看：公共事业级储能新增装机4.9GW/15GWh，同比分别增长63%/36%；工商业储能新增装机38MW/85MWh，同比+11%/-5%；户用储能新增装机608MW/752MWh，同比+132%/40%。

分州看：公共事业级储能中，加州、亚利桑那州、德州均新增装机1.2GW，合计占25Q2总装机75%。

中ROE市场

中东储能：项目密集落地，国内储能厂商直接受益

中东北非项目统计：截至2025年2月，中东北非地区目前已确定集成商待建设的储能项目32.1GWh，即将确定集成商的项目超53.9GWh，后续项目充足持续支撑需求。2025年上半年，中东地区占中国储能企业海外订单的23.4%，以37.55GWh规模位居各区域之首。

中东项目更新： u25年1月，阿联酋5GW+19GWh光储项目启动。阿联酋国有可再生能源投资公司Masdar与阿联酋水电公司EWEC宣布启动在阿布扎比沙漠合作建设5.2GW光伏+19GWh电池储能项目，总投资60亿美元，预计2027年投入运营，宁德成为储能系统供应商。

25年3月，迪拜DEWA启动1.6-2GW光伏+1GW/6GWh储能项目招标，预计2027年投入运营。

中东趋势：光储平价带动中东项目密集落地，中东大力发展长时储能，应对可再生能源间歇性问题。长时储能对成本控制能力提出更高要求，中国企业有望持续受益。

各国政府也开始大力扶持户用和工商业储能，例如伊拉克政府推出低息贷款鼓励分布式光储，利率上限仅2.5%，期限长达7年。

除此之外，2025年初伊朗工业园区组织宣布建设24个太阳能专用工业园，重点配套工商业储能系统，以保障工业用电。

非洲储能：储能装机进入GWh时代，储能有效缓解电力中断

装机：24年非洲储能装机1.64GWh，同比+945%，正式进入GWh时代。目前非洲已经确定开发的储能项目超过18GW，非洲储能增长动能强劲。

南非BESIPPP项目三期累计招标7GWh储能，其中第一期中1GWh由远景储能提供储能系统，第二期中标方为EDF、AMEA Power以及Mulilo，第三期独立电力生产商（IPP）Mulilo公司和Scatec公司成功中标.

供给端

国内价格：储能系统与EPC价格触底，储能系统与电芯率先反弹

招标项目价格：25年9月2/4小时储能系统平均报价0.641/0.464元/Wh，环比+31/+8%；2/4小时储能EPC平均报价为1.062/0.904元/Wh。2025年，2小时储能系统平均报价呈现波动中缓慢下降态势。储能从“必须有”转向“必须用” ，独立储能项目占比大幅提升，业主不再追求储能系统＆EPC的绝对低价，更注重储能系统整体效益带动项目收益率提升，我们预计整体报价将触底，优质储能产品将成为主流。

原材料价格：反内卷浪潮下，碳酸锂价格预计今年将维持7万元/吨以上；受益于下游独立储能需求增长，“光配不用”电芯逐步淘汰，优质储能电芯供不应求，当前280Ah/314Ah储能铁锂电芯均实现提价。参考动力端取消补贴后动力电池格局优化，我们预计136号文后整体储能电芯供给将进一步向头部电芯厂集中，利好头部电芯厂。

25H1电芯出货：行业景气度高，中国企业出货全球领先

2025上半年度，全球储能电芯出货规模240.21GWh，同比增长 106.1%。行业集中度继续维持高位，CR10达91.2%。2025上半年度，全球储能电芯总出货量 Top 5企业为宁德时代、海辰储能、亿纬锂能、中创新航、比亚迪。

上半年全球储能系统出货总量约160-180GWh。阳光电源、比亚迪、中车株洲所位列三甲，Tesla、海博思创、远景能源、Fluence、电工时代、新源智储、金风零碳依次进入前十。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）