【四海读报】20251010：储能行业现状报告

储能的结构性需求确立，经济性加速兑现，推动储能行业景气度继续维持高位

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1. 一段话总结

本报告（2025年10月10日发布）指出，随着新能源发电并网比例提升（欧盟2024年占比28.5%、中国2024.8-2025.7占比21.6%），储能从“可选项”变为“必选项”，欧盟测算2030年前配置56GW储能可减少弃风弃光30TWh/年；电力系统储能建设分三阶段，当前中国处于第二阶段（需配置储能），未来新能源占比超50% 后长时储能成重点；国内多地市场机制成熟（山东现货市场多元收益叠加、广东峰谷价差1.297元/kWh），上半年宁德时代等企业扩产（规划产能5-40GWh），2-4小时储能+长时储能分层配置成主流，行业景气度维持高位，但需警惕政策、并网等风险。

2. 思维导图（mindmap）

3. 详细总结

一、报告基础信息

二、需求驱动：新能源并网催生储能刚需

1. 欧盟与中国新能源发电现状

新能源发电占比突破临界值，电力系统问题凸显，储能成为解决方案核心：

2. 电力系统储能建设三阶段

三、国内储能市场化：多地机制与盈利模式

国家能源局136号文打破强制配储，转向市场化定价，各省市模式差异化明显：

四、行业扩产动态：制造+工程+资本并行

2025年上半年，国内储能企业密集发布扩产、增资计划，覆盖锂电与非锂电路线：

五、未来趋势与风险提示

1. 行业趋势

• 技术路线：2-4小时短时储能+长时储能分层配置成主流，带动设备（电池、PCS）、系统集成、运营全链条升级。
• 市场空间：新能源装机持续扩容（中国2030年风电+光伏装机目标1200GW），储能需求随并网比例同步增长。

2. 风险提示

1. 政策变动风险：地方市场规则调整（如价差下调、容量补偿取消）影响项目收益。
2. 并网消纳风险：电网接入瓶颈导致储能项目无法全额并网，利用率下降。
3. 原材料价格风险：锂、铜等价格上涨推高储能电池、PCS成本，压缩利润。
4. 需求不及预期风险：新能源装机增速放缓，拖累储能配套需求。

4. 关键问题

问题1：中国当前处于电力系统储能建设的第二阶段，这一阶段的核心特征是什么？与第三阶段（新能源占比超50%）在技术需求上有何本质差异？

答案：第二阶段核心特征与第三阶段技术差异如下：

1. 第二阶段核心特征：① 需求背景：新能源装机超过电力系统最大负荷（中国2024.8-2025.7新能源占比21.6%），传统能源（煤电）“让路”（降低出力）已无法完全解决弃风弃光、电价波动问题，必须配置储能；② 技术需求：以2-4小时短时储能为主，核心功能是日内削峰填谷、平抑风光出力波动，适配“白天发、晚上用”的时间错配，代表技术为锂电储能（宁德时代、亿纬锂能等主导）；③ 盈利模式：依赖峰谷价差套利+辅助服务（调频、备用），山东等省份已实现动态回收期5-6年。
2. 第三阶段本质差异：① 需求背景：新能源占比超50%，成为主体电源，需应对跨日、跨月甚至跨季度的“季节性错配”（如冬季风电多、夏季光伏多）；② 技术需求：长时储能（>4小时）成为核心，需具备大容量、长寿命、低成本特点，技术路线向压缩空气（中国能建300MW项目）、液流电池等非锂电方向拓展；③ 功能差异：除日内调节外，需提供跨周期容量支撑（如冬季储电、夏季放电），甚至参与电网调频调压，对储能系统的循环寿命（要求>1万次）、能量密度提出更高要求。

问题2：国内多地储能市场机制中，山东模式被认为是“最成熟”，其核心优势体现在哪些方面？其他地区（如广东、江苏）可借鉴哪些经验？

答案：山东模式核心优势与可借鉴经验如下：

1. 山东模式核心优势：① 市场主体多元化：独立储能、虚拟电厂等新主体可直接参与现货市场，拥有独立结算渠道，避免“被绑定新能源项目”的收益限制；② 收益叠加明确：能量套利（峰谷价差）、辅助服务（调频、备用）、容量补偿可同时享受，2025年110MW/220MWh项目测算显示，叠加辅助服务收入后动态回收期可压至5-6年，远低于行业平均8年；③ 价格信号清晰：现货电价按小时结算，价差兑现及时（无延迟支付），企业可精准测算收益，降低投资不确定性；④ 成本可控：设备采购价0.527-0.539元/Wh，叠加EPC后总成本0.86-1.14元/Wh，低于广东（1.2-1.5元/Wh）、江苏（1.0-1.3元/Wh）。
2. 其他地区可借鉴经验：① 广东：需优化辅助服务与现货市场的收益分配，参考山东“多元收益叠加”机制，避免仅依赖高价差（1.297元/kWh）但现货实际价差仅0.167元/kWh的矛盾；② 江苏：在市场化提速的同时，需通过容量补偿、备用服务等补充收益，抵消峰谷价差收窄（2024-2025年价差下降20%）的影响；③ 浙江/内蒙：山东“独立主体入市+及时结算”机制可解决价格传导滞后问题，浙江需加快用户侧响应机制建设，内蒙需明确容量补偿标准，提升项目收益确定性。

问题3：2025年上半年储能企业密集扩产（如宁德时代40GWh、亿纬锂能86.54亿海外项目），这一轮扩产潮的核心驱动力是什么？可能面临哪些产能过剩风险？

答案：扩产核心驱动力与潜在风险如下：

1. 核心驱动力：① 需求端倒逼：中国新能源装机目标明确（2030年1200GW），按15%配储比例测算，需180GW储能，当前国内储能装机仅50GW，缺口显著；② 经济性兑现：峰谷价差扩大（山东0.6元/kWh、广东1.297元/kWh）+容量补偿落地，项目IRR从2023年的6%-8%提升至2025年的10%-12%，企业扩产意愿增强；③ 技术路线卡位：锂电储能仍是当前主流（占比超90%），宁德时代、亿纬锂能通过扩产巩固市场份额，同时中国能建布局压缩空气储能，抢占未来长时储能赛道；④ 海外市场机遇：欧盟2030年需56GW储能，亿纬锂能马来西亚项目、瑞浦兰钧印尼项目可规避贸易壁垒，拓展海外增量。
2. 潜在产能过剩风险：① 区域供需失衡：若地方政府过快审批（如江苏、广东规划储能超30GW），而电网接入能力未同步提升（部分地区并网率仅70%），可能导致10%-15%产能闲置；② 技术路线替代：若长时储能（压缩空气、液流电池）技术突破速度超预期（成本下降至1元/Wh以下），当前锂电储能扩产（宁德时代40GWh锂电项目）可能面临技术迭代风险；③ 价格竞争加剧：2025年山东储能设备采购价0.527元/Wh，较2023年下降30%，若更多企业扩产（如沃太能源5GWh、智光电气10GWh），可能引发价格战，导致企业毛利率从25%降至15%以下。