【四海读报】20250925：国内外储能市场分析报告

国内储能顶层设计再升级，英美大储节奏超预期

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1. 一段话总结

该储能行业报告（2025年9月25日，华安证券）聚焦全球储能市场供需格局，国内顶层设计再升级（2027年新型储能目标≥180GW），8月装机2.84GW/8.19GWh、招标25.8GW/82.7GWh（容量同环比+636%/+201%），独立储能成核心；英美大储节奏超预期（英国25年计划并网超17GWh、美国7月并网1456MW/4851MWh），欧洲户储保持弹性、大储高增，中东（待建32.1GWh）、非洲（24年装机1.64GWh，同比+945%）等新兴市场发力；供给端25年8月国内2/4小时储能系统报价0.491/0.431元/Wh，全球储能电芯CR10达91.2%，同时提示美国需求下行、关税政策等风险。

2. 思维导图（mindmap）

3. 详细总结

一、报告基础信息

二、需求侧：全球市场按ROE分层，各区域亮点显著

1. 低ROE市场：国内政策托底+印度强制配储

（1）国内市场：顶层设计升级，招标与装机高增

• 装机数据：2025年8月国内新增新型储能装机2.84GW/8.19GWh（同比-1%/+3%，环比-28%/-35%）；1-8月累计28.7GW/75.9GWh（同比+71%/+76%），全年预计突破43GW/110GWh。
• 招标动态：8月国内储能招标规模25.8GW/82.7GWh，容量同环比分别+636% /+201%；独立储能占比超50%，内蒙古单月完成18.5GWh采招（含9个GWh级项目），其0.35元/kWh、10年补偿期的容量电价成标杆。
• 政策突破：9月国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，首次量化2027年累计装机≥180GW（截至24年底累计73.76GW，三年缺口约110GW/300GWh）；多地通过现货市场价差（青海、辽宁≥0.55元/kWh）、容量补偿（内蒙古、新疆等）增厚收益，蒙西、新疆等独立储能IRR超8%。

（2）印度市场：政策驱动，招标与装机双升

• 装机与招标：8月底已投运0.5GWh，25年独储累计招标43.28GWh（25年新增31.14GWh，为24年3倍），光储招标24.10GWh；25年预计装机超1.7GWh，2025-26财年要求并网4GW/17GWh电化学储能。
• 核心政策：光伏开启强制配储，部分项目提供30% VGF（ viability gap funding，可行性缺口补贴），推动项目快速落地。

2. 高ROE市场：欧美澳成熟市场，大储与户储协同增长

（1）欧洲市场：大储回暖，户储保持弹性

• 核心数据：8月欧洲核心9国日前平均批发电价78.3欧元/MWh（环比-12.4%），天然气库存73.6%（同比-17.4pct），补库周期支撑电价；25年欧洲预计安装超100万户储，比亚迪（21%）、华为（13%）、古瑞瓦特（12%）为头部品牌。

• 重点国家：

  国家	关键动态
  德国	8月装机346MWh（户储294MWh，同比-17.7%；大储30.4MWh，环比+9.0%），大储年化收益15-20万欧元/MW/年
  英国	7月新增批准5.04GW/10.49GWh，25年计划并网超17GWh；待建储能99.94GW，独立储能占89.09%
  意大利	25Q1装机316MW/636MWh（同比-28%/-30%），大储增长15%；规划2.9GW储能项目，7个超1GW项目待审批
  波兰	24年户储新增258MW/672MWh，4.6万户家庭安装；“My Electricity 6.0”补贴覆盖成本50%（最高1.6万兹罗提）

（2）美国市场：并网创新高，新兴州发力

• 装机与储备：7月新增并网1456MW/4851MWh（容量同环比+130%/+29%），全年预计并网14-16GW；总储备项目62.33GW，25年已开工（含并网）18.39GW。
• 区域分化：加州（457MW）、亚利桑那州（3387MW/8064MWh，全美第一）、德州（7月并网830MWh）为核心市场；新兴州如俄勒冈州（7月并网0.8GWh）、爱达荷州（328MWh）贡献增量。
• 成本下降：25Q1公共事业级储能系统价格874美元/kW（同比-25%），待实施项目数量同比+12%，经济性持续改善。

（3）澳洲市场：高收益+高渗透，储能规模上量

• 收益与渗透：25Q2国家电力市场储能净收入1.306亿美元（同比+217%），其中能源套利1.208亿美元（同比+377%）；瞬时可再生能源渗透率71.3%，潜力达93.7%。
• 户储补贴：25年7月推出“更便宜家用电池”计划，补贴最高372澳元/kWh（覆盖30%安装成本），8月装机升至423MWh，每100套光伏配套114套储能；思格新能源（17.4%）、阳光电源（17.1%）为头部品牌。

3. 中ROE市场：中东非+智利，刚需与平价驱动增长

（1）中东市场：项目密集，中国企业受益

• 项目储备：截至25年2月，中东北非待建设项目32.1GWh，待确定集成商项目超47GWh；25年上半年中国储能企业中东订单占比23.4%（37.55GWh），居全球区域之首。
• 重点项目：阿联酋5.2GW光伏+19GWh储能（宁德供应，2027年投运）、迪拜1GW/6GWh储能招标，长时储能需求突出，中国企业成本优势显著。

（2）非洲市场：进入GWh时代，刚需迫切

• 装机与驱动：24年非洲储能装机1.64GWh（同比+945%），已确定项目超18GW；全球变暖导致水力发电受限（电力中断频发），叠加全球降息周期，光储项目IRR优势凸显（24年锂电池储能均价0.115美元/Wh，同比-20%）。
• 重点项目：南非BESIPPP项目三期累计招标7GWh，远景、EDF、Scatec等中标。

（3）智利市场：拉美先驱，政策明确

• 装机目标：截至25年初在运999MW，在建超3500MW，2026年目标2GW，2030年预计3GW。
• 政策支持：通过《储能与电动汽车法》允许独立储能参与容量市场，简化并网流程，2025年更新DS125法令进一步明确补偿机制。

三、供给侧：价格回落，行业集中度高

1. 国内价格：系统与EPC价格双降

2025年8月国内储能招标价格延续回落趋势，具体如下表：

2. 全球竞争格局：头部企业主导

• 电芯环节：25H1全球储能电芯出货240.21GWh（同比+106.1%），CR10达91.2%；Top5企业为宁德时代、海辰储能、亿纬锂能、中创新航、比亚迪。
• 系统环节：25H1全球储能系统出货160-180GWh；Top3为阳光电源、比亚迪、中车株洲所，Tesla、海博思创、远景能源等进入前十。

四、风险提示

1. 美国新能源与储能需求下行：若美国经济增速放缓或政策支持减弱，可能导致公共事业级储能项目延期或取消。
2. 行业竞争加剧影响利润率：国内储能系统价格持续回落（2小时系统较24年初下降超20%），叠加电芯企业扩产，可能压缩产业链利润空间。
3. 美国关税政策不确定性：美国对进口储能产品关税政策若进一步收紧，将影响中国储能企业出口成本与订单获取。

4. 关键问题

问题1：国内储能市场2027年≥180GW目标的实现逻辑是什么？当前哪些政策与数据能支撑这一目标超额完成？

答案：国内180GW目标的实现逻辑是“政策托底+盈利改善+需求放量”三重驱动，具体支撑因素如下：

（1）目标合理性基础

截至2024年底国内新型储能累计装机已达73.76GW，远超2025年原定30GW目标，政策目标过往均超额完成，此次180GW目标（2025-2027年缺口110GW）具备历史经验支撑。

（2）核心支撑因素

① 政策顶层设计：《新型储能规模化建设专项行动方案》明确“三路径”增厚收益——允许参与电力现货市场（青海、辽宁价差≥0.55元/kWh）、完善容量电价（内蒙古0.35元/kWh补偿）、引导参与辅助服务（调峰调频），当前蒙西、新疆等多地独立储能IRR超8%，盈利模型跑通。
② 需求数据验证：2025年1-8月累计装机28.7GW/75.9GWh（同比+71%/+76%），8月招标25.8GW/82.7GWh（同环比+636%/+201%），独立储能占比超50%，招标高景气预示未来装机增量；内蒙古、新疆等省份通过“容量电价+现货价差”吸引项目，单月GWh级项目密集落地。
③ 产业链保障：国内储能系统价格回落至0.491元/Wh（2小时），成本优势显著；电芯CR10达91.2%，宁德时代、海辰储能等头部企业产能充足，可支撑大规模装机需求。

综上，政策明确性、需求高增与产业链成熟度共同支撑目标超额完成，预计2027年实际装机或突破200GW。

问题2：欧洲储能市场中，户储与大储的增长逻辑有何差异？25年哪些国家或细分场景将成为核心增量来源？

答案：欧洲户储与大储增长逻辑差异体现在“需求驱动”与“收益模式”，25年核心增量来源明确，具体如下：

（1）增长逻辑差异

（2）25年核心增量来源

① 核心国家：

• 英国：25年计划并网超17GWh，待建储能99.94GW，独立储能占89.09%，并网审批周期缩短推动项目落地；
• 德国：大储装机环比+9.0%，项目储备230GW，虽受行政审批缓慢影响，但盈利预期（15-20万欧元/MW/年）吸引投资，25年大储装机或达2.9GWh；
• 意大利：规划2.9GW储能项目，7个超1GW项目待环境审批，容量拍卖政策刺激大储增长，25年大储增量或超3GWh。
  ② 细分场景：工商业储能，欧洲高电价（如德国新客电价0.3-0.5美元/kWh）推动企业安装储能对冲成本，捷克、荷兰等国通过“取消双重收费”“增值税豁免”政策，加速工商业储能渗透。

问题3：中东与非洲储能市场均属新兴市场，其需求爆发的核心驱动因素与潜在风险有何不同？中国储能企业在两地的竞争优势分别体现在哪些方面？

答案：中东与非洲储能市场驱动因素、风险及中国企业优势存在显著差异，具体如下：

（1）核心驱动因素差异

（2）中国企业竞争优势

• 中东市场：
  ① 成本优势：中国储能系统价格0.431-0.491元/Wh，较欧美企业低10%-15%，适配中东长时储能（如4小时+）成本控制需求；
  ② 项目经验：宁德时代供应阿联酋5.2GW+19GWh项目，阳光电源中标沙特SPPC二期8GW/32GWh项目，已形成标杆案例；
  ③ 本地化适配：可提供“光储一体化”解决方案，满足中东高温环境下设备稳定性要求（如电池温控技术）。
• 非洲市场：
  ① 性价比产品：推出适配非洲的低成本户储（10-20kWh）与工商业储能，匹配当地支付能力；
  ② 快速交付：中国电芯与系统企业产能充足（如宁德时代25H1出货占比超30%），可满足非洲项目“快速落地”需求（如南非BESIPPP项目3个月内交付）；
  ③ 政策协同：依托“一带一路”合作，与非洲国家签订能源合作协议，如远景储能中标南非1GWh项目，享受当地税收优惠。

综上，中国企业凭借成本、经验与适配能力，在中东非新兴市场占据主导地位，25年两地订单或贡献海外收入30%以上。