今日储能板块涨幅居前，主要原因是国内外需求持续超预期，产业链出货上修，上游供需紧张加剧下涨价意愿增强，带动板块需求、盈利预期抬升。文章分析了136号文后电力市场化推进，储能收益率及确定性提升导致的必然结果，以及国内外储能需求的具体情况。同时，文章还探讨了供给端头部电池厂产能保持紧缺，需求超预期下供需紧张加剧的情况，以及可再生能源补贴加速发放对风电、储能、光伏项目投资的积极影响。
🌍 国内外储能需求持续超预期，136号文后电力市场化推进，储能收益率及确定性提升，推动需求高增。
📈 头部电池厂指引26年出货30-50%增速，核心来自国内独立储能、海外大储需求持续超预期。
🔋 供给端头部电池厂产能保持紧缺，需求超预期下供需紧张加剧，产业链盈利有望进入改善通道。
2025-09-03 23:50 广东
今日储能板块涨幅居前，判断核心是国内外需求持续超预期，产业链出货上修，上游供需紧张加剧下涨价意愿增强，带动板块需求、盈利预期抬升，我们持续强调市场在需求上可能存在显著预期差，集成厂业绩已开始逐步兑现。
1、我们反复强调，储能需求超预期不是偶然事件，而是136号文后电力市场化推进，储能收益率及确定性提升导致的必然结果。136号文之后，国内储能需求由政策驱动转向市场驱动，2025H1风电光伏平均弃光率分别为6.6%/5.7%，部分省份甚至超过10%。根据我们假设测算，当弃光率达到5.8%时，光伏电站配备储能具有更强经济性，新能源配储的调用率和经济性正在提升。当电站EPC成本1.05元/Wh, 峰谷差价0.6元/kwh时，IRR达6.67%，经济性逐步显现。
我们此前组织的多地储能实地调研充分验证了上述情况，总的来看：- 山东：市场化程度最高、经济性好。我们调研的100MW/200MWh电站，每年峰谷加价套利收益可达2000万元，较2023年时已翻倍，业主愿意在容量租赁模式不再延续后，继续投建新项目。- 蒙西：配储比例仍不足、电价提升有空间 配储27.5%×2h的情况下，风光限电率仍然高达20%-30%。 现货峰谷价差可达7-8毛/kWh，上网平均电价仅2毛3，因此若配置更多储能，有望明显提升平均上网电价，潜力充足。- 河北： 容量电价将逐步到位，冀南电网大储参与套利平均每日充放可达1.5次； 南网 调频需求较大，收益水平较高。因此业主方看到了收益提升的现实 ，更看到了随新能源全面入市收益进一步提升的预期 ，再加上变电站接入为稀缺资源。造就了我们看到的招中标旺盛现象。目前1 月至今国内新增招标 218.54GWh，其中 EPC106.71GWh，储能系统 111.83GWh，同比增长125.37%。2、需求端来看，头部电池厂均指引26年出货30-50%增速（高于市场20%+增速判断），核心来自国内独立储能、海外大储需求持续超预期：1）国内方面，136号文取消强制配出，市场需求预期大幅下修，但25年1-7月国内储能中标202GWh，同比+146%，独立储能商业模式的跑通已推动需求高增，现货价差/频次较高，或有容量/辅助服务收益的多个省份独立储能IRR可达 6%-10+%，预计26年更多省份改善带动需求持续增长。
2）海外方面，一是美国关税及OBBB后需求预期“断崖”，实际IRA口径储能规划量较24年底增加10+GW（预计对应35+GWh），且关税获第二次90天延期、年内开工项目也可继续享受IRA，需求由“断崖”变“抢装”，且明年可以继续交付已签订单（本土集成Powin破产后订单更多向国产厂商倾斜，国内厂商增加海外产能，匹配北美的有效产能也在增长）；另外欧洲、澳洲、南美、东南亚、中东等市场逐步兑现爆发（英国H1装机翻倍、澳洲H1翻倍以上等），此前锂电价格下降，也预计带动长尾新兴市场持续高增。
- 2025年美国大储需求前置：根据美国当前的税收政策，中国储能电池出口关税约40.9%（基础关税3.4%+301关税7.5%+芬太尼税20%+对等关税10%），2026年1月起，301关税将从7.5%升至25%，总关税82.4%，对等关税影响待确定。（基础3.4%+301关税25%+芬太尼税20%+对等关税10%），2025年美国储能抢装带动需求爆发。
- 欧洲工商储保持高速增长：工商储需求的驱动因素包括①企业用电成本较高，大部分企业电价与居民购价相同。②工商业光伏配储渗透率还较低，2024年欧洲整体光伏配储比例约5%，而户用光伏配储比例为20%，远高于工商业光伏配储比例。③过去阻碍工商业储能发展的原因包括监管框架不明确，电网费用或者税收费用过高，近年来补贴，税收减免等政策将极大推动装机需求的提升。
- 澳洲补贴政策推动户用需求增长：澳洲推出联邦+地方补贴体系，自2025年7月开始执行，将户储系统投资回收期缩短两年至4-5年，带动下半年户储爆发。
小结：预计2025年全球储能装机规模将达到106.04GW/265.1GWh,同比增长43%/49%，分区域看中美欧三大市场均维持平稳增长，同时中东非为代表的新兴市场快速上量，预计未来五年，行业复合增长率仍将保持25-30%的增速。3、供给端来看，目前头部电池厂产能保持紧缺，我们测算宁德、亿纬、海辰储能电芯持续满产，瑞浦、中航等产能利用率也同比大幅提升，需求超预期下供需紧张加剧。从价格来看，国内已出现积极价格信号，6-7月储能电芯连续涨价，314/280Ah电芯均价升至0.295元/Wh，7月PCS自2024年首次提价， 集中式PCS均价环比上涨0.005元/W至0.07元/W；系统端挺价趋势较为明确，产业链盈利有望进入改善通道。
据三方数据，1H25全球储能电池出货265GWh，同增128%，预计全年出货500GWh，同增40%～50%；1-7月国内累计出口54GWh，同增127%。国内头部企业（c、yw、zh、hc等）已接近满产，部分储能产品已出现上涨（近6分钱/Wh，10%-20%），后续或在非头部客户开始提价，大客户涨价需观察H2产能释放及原料价格等，看好头部溢价储能电芯提供商业绩修复。Q3排产继续超预期，据产业链反馈Q3整体排产环比增长15%-20%，特别是储能环节，国内储能运营机制已经成立，独立储能投资热度高。同时，市场此前对北美储能市场过于悲观，部分头部企业反馈，明年美国市场的储能给的需求指引在超预期，且产能限制也在放宽。 据产业链反馈，储能供需紧张，已经引发部分产品的涨价，上半年主要集中在100AH的小电芯。近期碳酸锂价格扰动，进一步加剧了供给的紧张程度，下半年280、314电芯也可能实现涨价。
4、可再生能源补贴加速发放，风光储投资“弹药”大幅填充据太阳能、金开新能公告，近期多家新能源发电运营商集中收到可再生能源补贴资金，太阳能下属光伏项目公司1-8月收到补贴资金同增232%，达24年全年金额的170%；金开新能1-8月收到补贴资金同增342%、达24年全年金额的190%。据我们了解、8月底运营商密集收到一批补贴发放通知、可再生能源发电补贴下发明确加速。
我们此前多次强调：在风光项目收益率同时受到收入端市场化交易、成本端反内卷涨价的夹击而导致收益率承压的背景下，“集中发放历史拖欠补贴”是能够立竿见影地刺激开发商投资积极性的潜在政策手段（22年集中发放补贴后23年国内光伏/风电装机同增148%/102%）
随补贴加速发放，运营商投资新能源发电项目的资金弹药得到大幅填充，对风电、储能、光伏项目的投资能力和动力都将得到有效提升，从而达到 驱动风电装机量保持增长、积极配置高品质储能应对市场化交易、光伏装机形成支撑 的积极效果。
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