独储崛起，储能行业迎来爆发期lg...

2025年，国内储能行业迎来历史性转折点。随着136号文明确取消“强制配储”要求，独立储能在容量电价补贴机制与电力市场化改革的双重推动下正式“登台”，叠加全球储能需求持续高增，行业从“政策强推”转向“市场化盈利”，进入高质量爆发期。

一、政策重塑行业逻辑：独立储能成主流，容量电价筑牢盈利基石

国内储能政策已完成从“强制配储”到“独立储能”的关键转型，地方容量电价密集落地与电力市场化改革，共同构建起可持续的盈利模型，为行业发展扫清核心障碍。

1.政策三阶段演进：从行政命令到市场化驱动

➢ 第一阶段（20172025年初）：强制配储效率低下。2017年青海率先提出新能源项目按10%装机配储，后续20余省区跟进，普遍要求1520%功率配比、2小时时长（部分达30%）。但行政命令下，储能由新能源电站被动承担成本，2023年配储平均利用率仅17%，“建而不用”问题突出，多数项目难以覆盖成本。

➢ 第二阶段（2025年2月至今）：独立储能正式主导。2025年2月，136号文明确“不得将配储作为新能源项目核准、并网前置条件”，内蒙古、甘肃、河北等省份率先试点容量电价补偿，通过“容量租赁”或“放电补贴”给予独立储能稳定现金流。截至2025年8月，独立储能在国内储能招标中的占比已超90%，累计装机达127GWh。

➢ 第三阶段（未来）：市场化机制全面成熟。2025年9月《新型储能规模化建设专项行动方案（20252027年）》提出，2027年新型储能装机需达1.8亿千瓦，带动直接投资2500亿元，市场机制、商业模式与标准体系将基本健全。

2.地方容量电价落地：补贴力度分化，内蒙成标杆

地方政府密集出台的容量电价政策，为独立储能提供了“保底收益”，不同省份补贴模式与经济性差异显著：

➢ 内蒙古：补贴力度全国第一。对2025年6月30日前开工项目给予0.35元/kWh放电补偿，补贴周期10年，叠加蒙西现货0.27元/Wh充放电价差，项目IRR可达1020%，居全国首位。2025年上半年新开工储能项目超50GWh，下半年装机有望爆发。

➢ 甘肃：“火储同补”首创者。执行330元/kW·年容量电价（与煤电机组同价），配套现货市场0.24元/kWh平均峰谷价差，项目IRR约912%，2025年底目标新型储能装机超6GW，2030年达10GW。

➢ 河北、宁夏、新疆：梯度补贴跟进。河北执行100元/kW·年容量电价，要求全年调用次数不低于330次，IRR68%；宁夏2026年容量电价将从100元/kW·年上调至165元/kW·年；新疆补贴逐年递减（2025年0.128元/kWh），若政策延续，IRR仍维持68%。

3.电力市场化与绿电直连：打开增量收益空间

电力现货市场的扩容为独立储能提供了多元化收益来源。截至2025年3月，29个省级电网区域已开展现货市场试运行或正式运行，若现货价差超0.5元/kWh，独立储能在无容量补贴情况下IRR仍可达6%+。此外，绿电直连模式对储能要求显著提升——根据650号文，绿电直连项目需满足“自发自用电量占比≥60%、绿电占负荷≥30%”，储能功率配比普遍达25%以上、时长4小时以上，需求较传统集中式新能源项目翻倍，如内蒙古阿拉善跨省绿电直连项目（300万千瓦新能源直供宁夏铝业），进一步拉动区域储能需求。

二、需求端持续超预期：装机上修+算力增量，区域分化明确

2025年以来，即便强制配储取消，国内储能需求仍保持强劲增长，叠加“东数西算”催生的算力储能增量，行业增长持续性远超预期。

1.短期高增确定性强，长期空间广阔

从数据看，需求景气度已贯穿2025年全年：18月国内新型储能装机75.9GWh，同比增长42%；同期储能EPC招标116GWh，同比增约40%，且近两个月单月招标均超20GWh。东吴证券上调预测，2025年国内储能装机将达149GWh（同比+35%），2026年194GWh（同比+30%），2030年有望达340GWh。

从长期空间看，截至2025年上半年，国内光伏累计装机超1100GW，而储能仅95GW，且存量以配储为主；若按2030年光伏累计装机2500GW、20%功率配比、3小时时长测算，对应储能累计需求达1500GWh，较当前仍有15倍增长空间。

2.区域格局：新疆内蒙成主力，多省份2026年发力

➢核心主力省份：20252026年新疆、内蒙古将贡献70GWh储能装机，占全国4050%。其中新疆2024年储能并网20GWh（全国第一），2025年上半年并网7GWh，已开工及采招项目超73GWh；内蒙古受益于高额补贴，新开工项目超50GWh，下半年并网将大幅放量。

➢ 政策落地省份：河北、甘肃、山东等已出台容量电价的省份，平均贡献1020GWh装机；河北2025年上半年并网6.1GWh，且已下发6.4GW独立储能项目指标，20252026年竞争容量达16GW。

➢ 潜在增量省份：青海、浙江、江苏等光伏装机大省（截至2025年上半年累计光伏装机分别达54GW、59GW、84GW），2026年有望各释放10GWh+储能需求。

3.算力储能：新增长引擎，2030年需求占比1/3

“东数西算”战略下，新疆、内蒙古等西部地区凭借低电价与丰富绿电资源，成为全国算力新高地，数据中心对电力稳定性要求提升，储能从“可选”变为“刚需”。若2030年国内新增算力5GW，按75%绿电供应、40%储能功率配比、8小时时长测算，对应储能需求达120GWh，占当年总需求的1/3，成为行业长期增长的核心增量之一。

三、产业链供需错配：电芯紧缺至2026年中，龙头与一体化厂商受益

需求爆发下，储能产业链呈现“供不应求”格局，电芯紧缺将持续至2026年下半年，同时独立储能对质量的高要求推动行业集中度提升，龙头与一体化厂商显著受益。

1.储能电芯：紧缺持续，价格与盈利改善

全球储能电池需求快速增长，2025年预计达521GWh（同比+60%），2026年710GWh（同比+36%）；但产能释放有限，2025年全球储能电芯产能约607GWh，利用率高达86%，一二线厂商持续满产，紧缺格局将延续至2026年下半年。

价格端已显现底部抬升趋势：2025年7月以来，磷酸铁锂储能电芯价格从0.25元/Wh升至0.270.28元/Wh，其中1分反映碳酸锂成本上涨，其余为超跌反弹，且低价订单价格已进一步上涨13分/Wh。盈利端，龙头优势显著——宁德时代储能电芯毛利率维持26%，单Wh毛利0.13元；二线厂商（亿纬锂能、中创新航等）毛利率约12%，单Wh毛利0.030.04元，随价格上涨，行业盈利水平将进一步改善。

2.竞争格局：质量驱动集中，一体化与运营模式成关键

独立储能对电芯寿命、稳定性要求大幅提升（需覆盖1015年生命周期，循环寿命1万次以上），龙头产品优势凸显：采用龙头电芯的储能电站，年稳定运行天数高20%，对应IRR高30%+。这推动行业集中度向龙头收敛——2025年全球储能电芯CR3超50%（宁德时代市占率30%），海外市场CR3近60%，国内格局正加速向海外靠拢。

系统端，具备“电芯PCSEMS一体化设计”与“代建代运营”能力的厂商更具竞争力。如特斯拉通过自研PCS、BMS、EMS系统，推出Powerhub能源管理平台与Autobidder交易算法，实现储能电站全生命周期收益率提升；国内海博思创采用“参股15%绑定运维+远程交易+现场服务”模式，2025年运维收入预计破1亿元，远期潜力达2040亿元。对比传统“单独卖设备”模式，“设备+运营”模式可使厂商单Wh利润从0.02元提升至0.03元，盈利弹性显著。

总的来看，2025年是国内储能行业“破旧立新”的关键年——强制配储退出倒逼行业转向市场化，独立储能在容量电价与电力改革支撑下实现盈利闭环，叠加全球需求高增与算力增量，行业已进入“高质量需求爆发+产业链紧缺”的共振期。未来2-3年，电芯紧缺与格局集中将持续利好龙头，而商业模式创新则为系统厂商打开第二增长曲线，储能行业高景气度有望贯穿至2026年以后，成为新能源领域最具确定性的赛道之一。

$宁德时代(03750)$