新型儲能行業(yè)發(fā)展歷程、轉(zhuǎn)型與市場空間如何？

始于強制配儲，136號文開啟市場化驅(qū)動新篇章。

復盤國內(nèi)新型儲能行業(yè)發(fā)展 歷程： ①政策驅(qū)動期（2020-2024年）：2020年以來新能源裝機規(guī)模快速發(fā)展，電網(wǎng) 消納壓力逐步顯現(xiàn)，新型儲能作為平抑新能源出力波動、補充電力系統(tǒng)靈活性資源 的重要手段之一，重要性逐步提升。2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關 于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，提出到2025年新型儲能建設規(guī)模達到30GW。 隨后，各地相繼出臺新能源并網(wǎng)需強制配套10%-20%、2h儲能的要求，行業(yè)高景氣 態(tài)勢初顯。2023年7月，中央深改委會議審議通過《關于深化電力體制改革加快構 建新型電力系統(tǒng)的指導意見》，儲能應用場景、商業(yè)模式、盈利機制逐步明晰。根 據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2022-2024年新增新型儲能裝機15.4/48.7/101.1GWh，連續(xù)三 年增速超100%，儲能行業(yè)已呈現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展。 ②市場驅(qū)動期（2025年以后）：強制配儲雖帶動新型儲能裝機規(guī)模的快速增長， 但新型儲能利用率較低、盈利能力較差等問題日益凸顯，2025年2月國家發(fā)展改革 委和國家能源局發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展 的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，下文簡稱“136號文”），明確指出不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件，標志著強制配儲時代 落幕，新型儲能裝機將進入市場和需求雙驅(qū)動的時代。展望后續(xù)，隨著136號文推動 新能源全電量參與市場，新能源消納壓力逐步向新能源運營商自身轉(zhuǎn)變，此外現(xiàn)貨 市場快速推進帶動負電價頻率提高、時段拉長，新型儲能作為支撐新能源消納與電 網(wǎng)靈活性資源的剛需仍在，市場驅(qū)動的電網(wǎng)側(cè)儲能有望保持快速增長。

136號文發(fā)布+現(xiàn)貨市場提速，新型儲能實現(xiàn)從強配到市場化收益轉(zhuǎn)型。136號 文推動儲能產(chǎn)業(yè)由政策驅(qū)動轉(zhuǎn)向市場驅(qū)動，我們認為136號文推動儲能產(chǎn)業(yè)三重變革， ①儲能價值模式改變，強制配儲退出后，過去依賴補貼和行政指令的商業(yè)模式或終 結，儲能需要通過電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、容量補償?shù)仁袌龌灰讓崿F(xiàn)盈利。 未來儲能電站有望跳出唯成本中標的模式，更加考驗儲能系統(tǒng)全生命周期收益能力。 ②投資方或更為謹慎，面對全面市場化、充分競爭的電力市場，新能源項目投資方 對配儲經(jīng)濟性的評估或更為謹慎。③企業(yè)必須通過技術優(yōu)勢、商業(yè)模式創(chuàng)新和成本 控制提升自身競爭力，倒逼儲能企業(yè)從“低價競標”轉(zhuǎn)向“價值創(chuàng)造”，對儲能系 統(tǒng)的獨立市場化交易提出更高要求。 136號文關鍵在于推動新能源全電量入市并構建可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，短 期看，新能源全電量入市，其所需要承擔的消納成本將通過電力市場全面顯現(xiàn)，新 能源強制配儲政策取消成為必然，短期內(nèi)或?qū)е聝δ苄枨箅A段性下降。長期看，新 能源全量入市進一步拉大現(xiàn)貨峰谷價差，為調(diào)節(jié)性資源提供更多效益空間，一方面 增大獨立儲能需求，另一方面對儲能運行提出更高要求，樹立高性能護城河。此外， 2025年4月國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發(fā)布《關于全面加快電力現(xiàn) 貨市場建設工作的通知》提出，全面加快電力現(xiàn)貨市場建設，2025年底前基本實現(xiàn) 電力現(xiàn)貨市場全覆蓋，全面開展連續(xù)結算運行，充分發(fā)揮現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、調(diào)節(jié) 供需的關鍵作用，現(xiàn)貨市場建設加快亦有助于新型儲能向獲取市場化收益轉(zhuǎn)型。

新能源配儲裝機規(guī)模占比近四成，未來新型儲能向獨立儲能發(fā)展。根據(jù)中電聯(lián) 數(shù)據(jù)，2024年新增37.1GW新型儲能中，獨立儲能/獨立儲能達23.2/13.1GW，同比 +150%/58%，占新增裝機比例分別達62.5%/35.3%。截至2024年底，電源側(cè)、電網(wǎng) 側(cè)、用戶側(cè)電化學儲能裝機占比分別為41.2%/57.0%/1.8%，其中獨立儲能主要集中 于山東、江蘇、寧夏、湖南、內(nèi)蒙古等給予獨立儲能較好商業(yè)模式與電力市場機制 較完善省份。展望后續(xù)，隨著強制配儲政策取消，后續(xù)儲能發(fā)展將以獨立儲能形式 為主。

利用率持續(xù)向上，市場驅(qū)動下新型儲能盈利能力有望提升。2024年3月國家能 源局發(fā)布《2024年能源工作指導意見》中提出強化促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運行的 政策措施；2024年3月，國家能源局再發(fā)《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通 知》，進一步保障新型儲能利用率。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《2024年電化學儲能電站行 業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，2024年電化學儲能利用率明顯提升，年均利用小時數(shù)由2023年的611h 提升至2024年的911h，同比+49%；平均等效充放電次數(shù)（統(tǒng)計期間實際充放電量 與2倍額定能量比值）由162次提升至211次（相當于1.7天完成一次完整的充放電），同比+36%。整體利用率方面：火儲聯(lián)調(diào)>工商業(yè)配儲>獨立儲能>新能源配儲，新型 儲能利用率持續(xù)提升。

招中標規(guī)模高增驗證全年景氣度，重視盈利能力下集成價格有望企穩(wěn)。根據(jù)我 們對儲能頭條與北極星儲能網(wǎng)中標數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2025Q1國內(nèi)新型儲能累計招標 17.2GW/97.5GWh，同比大幅增長，主要系136號文推出后央企集采節(jié)奏提前，其 中集采規(guī)模達55.2GWh，占比過半。價格方面，2h儲能系統(tǒng)報價下探至0.45-0.50 元/Wh，中標價格持續(xù)下探，未來隨著136號文執(zhí)行后儲能更加注重運營效率，預計 儲能系統(tǒng)價格有望止跌企穩(wěn)。

歐美仍為海外最大儲能市場，大儲發(fā)展動力充足。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，2024年 全球新型儲能新增74.1GW/177.8GWh，同比增長62.5%/61.95，美歐仍為海外最大 儲能市場。2024年美國市場新型儲能新增裝機11.8GW/31.2GWh，同比增長 35.1%/20.0%，盡管近期受到關稅與補貼不確定性影響，出貨節(jié)奏有所調(diào)整，但受 新能源增長+電網(wǎng)穩(wěn)定性需求提升影響，新增投運新型儲能規(guī)模創(chuàng)歷史新高，其中電 網(wǎng)側(cè)占比超60%，用戶側(cè)呈現(xiàn)“戶用主導、品牌集中化趨勢”。2024年歐洲市場新 型儲能新增裝機11.1GW/21.1GWh，歐洲此前以戶儲為主，2024年受能源價格回落、 利率上漲、補貼退坡與庫存積壓因素影響，戶儲裝機出現(xiàn)下滑，而大儲發(fā)展則受到 新能源裝機過多帶來的負電價頻發(fā)、補貼傾斜及電力市場改革，發(fā)展逐步起步。 中東大項目頻出，印度需求有望快速放量。根據(jù)OFweek儲能網(wǎng)統(tǒng)計，2024年 以來中東大項目頻出，如陽光電源與沙特Algihaz簽約7.8GWh儲能、特斯拉與 Intersect Power簽署15.3GWh Megapack儲能系統(tǒng)、比亞迪中標沙特電力公司（SEC） 12.5GWh電池儲能系統(tǒng)、寧德時代中標阿聯(lián)酋能源公司Masdar 19GWh儲能合同等。 此外印度在本輪印巴沖突后更加注重能源安全，根據(jù)印度電力部（MoP）要求，新建光伏項目需配套10%、2h儲能系統(tǒng)，基于此印度電力部門預測到2030年將安裝約 14GW/28GWh的儲能系統(tǒng)。截至2024年底，印度電化學儲能僅0.11GW，預計印度 電化學儲能市場有望快速放量。

1. 歐洲：負電價沖擊光伏經(jīng)濟性+靈活性資源需求迫切，大儲發(fā)展提速。靈活性資源需求迫切+商業(yè)模式完善+補貼轉(zhuǎn)向，歐洲各國大儲發(fā)展明顯提速。 2022年以來受俄烏沖突引發(fā)的能源危機影響，歐洲各國加快能源轉(zhuǎn)型節(jié)奏，同時能 源價格的大幅上漲推動歐盟進行電力市場改革。2023年10月歐盟理事會通過電力市 場設計改革方案，方案鼓勵電網(wǎng)引入更多非化石燃料靈活性資源（如儲能、需求側(cè) 響應），并通過容量市場等方式為其提供合理的投資回報，從頂層架構層面強調(diào)新 型儲能在構建可靠的能源系統(tǒng)中的重要作用，從制度層面為歐洲大儲發(fā)展掃清障礙。 同期歐洲多國負電價事件頻發(fā)，2023年7月4日德國與荷蘭部分時段的電力價格甚至 跌至-500歐元/兆瓦時，新能源裝機較高國家如法國、英國等均出現(xiàn)多次負電價，大 型地面電站項目配儲意愿明顯提升。此外，歐洲多國補貼從戶儲向大儲傾斜，如德 國、意大利、波蘭等國推出針對大儲的補貼政策，并優(yōu)化并網(wǎng)流程、放寬儲能上限， 大儲規(guī)模實現(xiàn)快速增長。根據(jù)SolarPower EU數(shù)據(jù)，2024年歐洲大儲新增裝機 11.0GWh，同比大幅增長205.6%，首次超過戶儲成為歐洲儲能第一大細分領域，其 中英國、意大利為主要國家，大儲發(fā)展明顯提速。

英國：電力供應與靈活性資源受限刺激大儲需求位歐洲之首，大儲快速發(fā)展得 益于容量市場及電價機制完善、豐富的收益模式。英國作為島嶼國家，與歐洲大陸 各國相比，其電力供應能力和電網(wǎng)靈活性存在一定局限。一方面，煤電不斷退出導 致電力供應缺口加劇，另一方面，風電、光伏等波動性可再生能源對電網(wǎng)形成沖擊， 大幅增加英國電力系統(tǒng)的平衡成本，配儲意愿強烈。英國電力市場自由化程度較高， 儲能可參與模式眾多，包括容量市場、電能量市場、平衡備用市場、調(diào)頻輔助服務 市場等，通過收益模式疊加可獲得較為理想的回報。根據(jù)集邦儲能，英國在其官方 公布的最新版未來能源愿景規(guī)劃（FES）中大幅上調(diào)儲能裝機的短期目標，相較于 2022年的版本，新版FES拉高對2024-2027年的儲能裝機預期。綜合看，新能源裝 機增長、收益模式完善、項目儲備豐富等因素疊加，預計在短期內(nèi)，英國儲能需求 或?qū)⒖焖俜帕俊?/p>

意大利：新能源供需空間錯配帶動儲能需求，177億歐元援助助力大儲提速。 根據(jù)Timera Energy數(shù)據(jù)，意大利政府計劃至2030年新部署約50GW太陽能和16GW 風能，考慮到意大利風光資源，其中很大部分將部署于南方與西西里等島嶼區(qū)域， 但由于用電負荷主要集中于北方發(fā)達經(jīng)濟區(qū)，新能源發(fā)用電空間錯配導致意大利未 來將面臨較嚴重靈活性資源缺乏問題，電力儲能和輸電網(wǎng)建設至關重要。2023年12 月，歐盟批準對意大利177億歐元的儲能援助計劃，以支持其在未來10年發(fā)展總?cè)?量超9GW/71GWh的集中式儲能系統(tǒng)，預計援助將持續(xù)至2033年底，并通過招標程 序向儲能開發(fā)商提供年度付款。預計后續(xù)意大利大儲裝機將快速增長。儲能長期合 同支持機制（MACSE）降低風險敞口，擴大資金支持更快部署大儲。新機制下，意 大利國家電網(wǎng)運營商Terna根據(jù)長期合同（例如 12-14 年期限）直接競標大容量儲 能，降低商業(yè)風險敞口、擴大資金來源，有力緩解南方與島嶼區(qū)域輸電限制問題， 預估到2030年將在南北分別建成81GWh和13.8GWh儲能容量，其中南方將有 71GWh由MACSE支持建設。

2. 美國：市場機制存在大于關稅影響，電網(wǎng)矛盾增強美國儲能收益韌性。新能源裝機帶動靈活性資源需求+電網(wǎng)升級+并網(wǎng)規(guī)則優(yōu)化，大儲發(fā)展有望提速。 根據(jù)Wood Mackenzie數(shù)據(jù)，2024年美國儲能新增裝機12.3GW/37.1GWh，增長 32.8%/34.1%，其中公用事業(yè)儲能（表前儲能）、工商業(yè)、戶儲容量分別為 33.7/0.4/3.0GWh，表前儲能占據(jù)美國最大儲能份額。2023年受并網(wǎng)審批項目積壓、 并網(wǎng)審批放緩、貸款利率高企及補貼政策變動等眾多因素影響，部分公用事業(yè)儲能 項目延遲并網(wǎng)導致美國儲能裝機存在一定季節(jié)波動，2024年上述問題的逐步緩解疊 加新能源裝機規(guī)模的持續(xù)擴大+成熟商業(yè)模式，儲能高增速延續(xù)。2025年面臨關稅、 IRA補貼等不確定因素影響，預計新增裝機45-50GWh，同比+30%。

關稅大幅緩和，美國儲能需求有望重啟。2025年以來美國政府多次對中國加征 關稅：2月4日，對中國商品加征10%關稅；3月4日，對中國商品新增雙10%關稅疊 加措施；4月2日，對所有國家征收10%的關稅，對中國征收34%“對等關稅”；5月 12日，中美達成關稅共識，此前34%“對等關稅”中的24%暫停90天，僅加征10%。 具體到儲能領域，目前對美儲能系統(tǒng)關稅主要由四部分構成：①基本關稅3.4%；② 301關稅：2025年7.5%，2026年起25%；③“芬太尼”關稅：2月與3月分別加征10%， 合計20%；④對等關稅：談判后10%。綜上目前對美儲能系統(tǒng)綜合稅率合計40.9%， 2026年301關稅調(diào)整后將達到58.4%。但相較于此前125%甚至更高的對等關稅導致 對美儲能發(fā)貨及部分項目處于停滯狀態(tài)，目前在關稅大幅緩和下，美國儲能需求有 望恢復正常。

良好市場機制始終是美國儲能發(fā)展的基石，關稅與IRA極端情況下IRR仍有 7-9%。得益于美國成熟的電力市場，儲能系統(tǒng)在此前高成本下仍保持較高的成長彈 性，盈利能力持續(xù)良好，根據(jù)Wood Mackenzie數(shù)據(jù)，美國儲能EPC價格從22年初 的約$2000/kW（4.5元/Wh）下降至24年初的約$1000/kW（2.3元/Wh），25年進一 步下降至約1.8元/Wh，在價格大幅下降的背景下儲能系統(tǒng)新增規(guī)模從22年的15GWh 提升至24年的約40GWh，25年考慮關稅預期本無降價計劃、但系統(tǒng)端仍可通過規(guī)模 化效應降本，對沖關稅影響。我們認為，盡管EPC價格上可能有波動，若疊加各項關稅EPC報價或回到24年水平，但良好的市場機制始終是美國儲能快速發(fā)展的基礎、 后續(xù)應重點關注市場化機制（包括現(xiàn)貨市場與輔助服務市場盈利變化）對收益率的 積極影響，相較于關稅僅限于系統(tǒng)端、IRA對總成本的補貼影響更大。我們測算在0.9 元/Wh的FOB報價、40.9%/58.4%的綜合稅率、IRA補貼比例降為0的情況下，獨立 儲能IRR仍有10.0%/8.7%、新能源配儲IRR仍有10.4%/10.0%，相較于此前關稅IRR 恢復至合理區(qū)間。

3. 亞非拉：能源轉(zhuǎn)型+電力短缺，多國大項目頻出。中東：2030愿景下的能源轉(zhuǎn)型驅(qū)動儲能發(fā)展。近年來中東各國能源轉(zhuǎn)型步伐加 快，沙特阿拉伯《2030愿景目標》提出減少對石油的依賴，到2030年至少發(fā)展9.5GW 可再生能源，此后分別在2018年、2023年兩次上調(diào)2030年可再生能源裝機目標，預 計到2030年實現(xiàn)130GW的可再生能源裝機目標。此外中東多國電力危機加劇，2024 年夏天伊朗用電高峰日平均電力缺口達到了20GW，預計25年該數(shù)據(jù)將進一步提升； 科威特電力部預警2025年夏季將面臨1.6GW電力缺口，預計2029年擴大至5.6GW。 電力危機促使中東各國加速新能源進程，儲能配套需求亦有所提速。

非洲：電力供應不足與發(fā)電設備老化導致斷電頻發(fā)，布局清潔能源轉(zhuǎn)型正成為 新趨勢。據(jù)非洲開發(fā)銀行公布數(shù)據(jù)，目前非洲通電率僅大約40%，超過6.4億非洲人 生活在無電地區(qū)，現(xiàn)有發(fā)電設施老舊化程度較高，因此非洲多國正加緊建設可再生 能源項目，以求緩解供給壓力。南非作為非洲經(jīng)濟相對發(fā)達的國家之一，一直受持 續(xù)的電力供應短缺與負荷的困擾。目前南非政府正在利用其獨立電力生產(chǎn)商(IPP)采 購計劃和混合電池儲能與可變可再生能源項目采購公用事業(yè)規(guī)模電池儲能系統(tǒng)，并 積極鼓勵私營部門參與擴大儲能能力，以減輕國家電網(wǎng)的壓力。

2024年以來亞非拉區(qū)域大項目頻出，有望成為2025年大儲需求重要增量。2024 年以來沙特、阿聯(lián)酋、智利等國家陸續(xù)發(fā)布GWh級大儲項目，根據(jù)OFweek儲能網(wǎng) 統(tǒng)計，陽光電源與沙特Algihaz簽約7.8GWh儲能、比亞迪中標沙特電力公司（SEC） 12.5GWh電池儲能系統(tǒng)、寧德時代中標阿聯(lián)酋能源公司Masdar 19GWh儲能等，后 續(xù)仍有多個大項目待招標，預計亞非拉區(qū)域?qū)⒊蔀?025年全球大儲重要增量。

預計2025年全球儲能新增并網(wǎng)規(guī)模228GWh，同比+18%。考慮國內(nèi)136號文推 動儲能向市場化方向轉(zhuǎn)變、取消強制配儲政策后，預計儲能新增裝機將迎來增速換 擋，大儲裝機預計持平略增。美國市場受IRA補貼不確定性增加疊加關稅政策影響， 大儲新增裝機或有放緩。歐洲市場電改進一步完善儲能經(jīng)濟性，多國對儲能提供相 應補貼，大儲有望持續(xù)放量，戶儲需求受降息與光伏上網(wǎng)電價下降影響有望回暖。 預計2025-2027年全球儲能新增裝機約228/280/366GWh，同比+18%/+23%/31%。