国内储能政策从强制配储向独立储能转变
阶段一（2017–2025年初）：政策驱动下“强制配储”。17年青海率先提出新建风电项目按装机规模10%配置储能，拉开 国内强制配储的序幕。此后全国20余省区市陆续跟进，普遍要求新能源项目按照15–20%功率配比、2小时时长建设储能， 部分地区上调至30%。储能建设由行政命令推动，电站被动承担成本，储能利用率偏低。
阶段二（2025年5月至今）：强制配储正式退出。25年2月，136号文明确提出：“不得将配置储能作为新建新能源项目核 准、并网、上网等的前置条件。”内蒙古、河北、甘肃、宁夏等地陆续试点容量电价补偿机制，以“容量租赁”或“容量 电价”的形式给予独立储能稳定现金流，推动储能逐步脱离对新能源项目的绑定，实现市场化独立发展。
阶段三（未来展望）：电力市场化改革落地。25年9月，国家发改委、能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案 （2025–2027年）》，提出到2027年，新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元，市场机制、商 业模式、标准体系基本健全。
储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益
强制配储与独立储能在收入结构与经济性方面差异显著。强制配储收入依赖于提高新能源消纳、减少弃风 弃光及有限的辅助服务补偿。但由于储能规模较小、配置分散、响应质量有限，电网侧实际调用频次低， 导致配储的经济回报较弱，整体上难以覆盖新增投资成本。
独立储能作为独立主体接入电力市场，具备多元化的收益来源：部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系， 提供稳定现金流；可通过现货市场及峰谷价差实现套利；还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量 回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元，经济性更优，有望受益于电力市场化改革。
电力市场化改革加速，保障储能远期收益
现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行。继山西、广东于23年底正式运行后，山东、甘肃现货市场 于24年6月和9月转正，蒙西现货市场于25年2月转正。湖北、浙江、安徽、陕西24年内转为连续结算试运行。辽 宁、河北南网24年11月实现为期一月的长周期结算试运行，于25年3月启动连续结算试运行，推进速度加快。湖 北、浙江可能在25年底前转正，安徽、陕西、辽宁、河北南网大概率在25年维持。福建、江苏、湖南、宁夏等有 望转为连续结算试运行。
电力市场化改革将改变储能项目收益模型，驱动IRR抬升。136号文后，储能从政策驱动转向市场驱动，现货市场 套利成为核心增量，全国统一电力市场建设推动跨省区现货交易加快。若电力现货交易价差超过0.5元/kwh，独立 储能收益率在无容量电价补贴情况，IRR也可达到6%+。
绿电直连：储能配置要求更高，拉动储能需求
绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给 绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。25年5月，发改委发布650号文，设定绿电直连项目中“自发自用电 量占可用发电量比例不少于60%，占用电量比例不少于30%”，强调“以荷定源、源荷匹配”。9月，发改委印发 完善价格机制通知，明确绿电直连项目可根据需求选择稳定供应保障服务并向电网支付费用，采用按容或按需量 缴纳输配电费的方式，暂按下网电量收取系统运行费用，推动绿电直连项目的发展。
绿电直连项目的储能配置要求更高，拉动储能需求。根据规定，配套绿电至少需自消纳60%以上，且企业负荷 30%以上应来自绿电，因此储能不仅需满足调峰需求，还需保障一定的夜间用电需求。由于绿电直连项目对储能 的需求量显著提高，不仅功率配比通常在稳定用电负荷的25%及以上，储能时长也在4个小时及以上，相比传统集 中式新能源项目，储能需求预计至少翻倍。
宁夏：容量电价逐步上调，补贴强度提升，经济性改善
容量电价逐步上调，IRR为6%-8%。25年9月印发《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出 自25年10月起执行100元/kW·年，26年上调至165元/kW·年，按有效容量折算，成本由工商业用户和外送电量共 同分摊。考核较严，月内三次非停扣减当月电费，全年三个月取消未来一年资格。宁夏现货价差0.26–0.31元/kWh， 辅助服务调频价格区间5–15元/MW，增强储能多元化收益。整体IRR测算6–8%，对应补贴0.08–0.1元/kWh。
24年宁夏累计新型储能装机4.72GW/9.44GWh，全国第五。25H1宁夏储能装机约3GWh，截至8月28日，宁夏储 能装机容量达6.14GW/12.93GWh，全国第四。
新疆：容量补偿逐年递减，若按25年标准仍具吸引力
IRR测算6–8%，若补贴延续25标准，仍具吸引力。23年出台的《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套 政策的通知》明确，独立储能按实际放电量享受容量补偿，补贴标准逐年下调（23年0.2元/kWh，24年0.16元 /kWh，25年0.128元/kWh），政策有效期至25年底。资金由全体工商业用户分摊。考核要求调用次数不少于 100次，调度机构可测试。峰谷价差维持在0.25–0.3元/kWh，叠加调峰辅助服务（充电补偿0.55元/kWh，放电 结算0.25元/kWh），形成额外收益。整体IRR测算6–8%，若补贴按25年标准延续仍具备一定吸引力。
25年H1并网7Gwh，储能需求有望维持高位。新疆24年储能并网20GWh，规模第一，占比18%；25H1并网 7Gwh，同比近30%增长。截至25年6月底，已开工和正在实施采招的项目还有73GWh。预计25年装机30gwh， 我们预计26年可维持40gwh规模。
装机：国内储能需求2022年爆发，持续高增长
新型储能方面，22-24年装机15.3/46.6/109.8GWh，同比+212%/205%/136%，25H1延续增势，装机 56.12GWh，同比+68%。23年国内大储装机量45.2GWh，24年大储装机量101.9GWh，同比+125.4%。 配储时长方面，23-25H1分别为2.17/2.51/2.44小时。
招标：需求强劲，支撑26年高增
储能建设未完全落地，后续装机兑现空间充足。25年H1，EPC中标容量约80GWh，25年1-8月累计并网装 机容量51.3GWh，中标容量大于并网装机容量，表明当前储能建设未完全落地，订单高景气为未来装机增 量奠定基础，下半年储能并网规模有望快速释放。
强制配储取消，需求依旧强劲。25年以来储能EPC招标延续高景气，25年1-8月国内储能EPC招标 116GWh，同比增约40% ，近2月EPC招标均维持20GWh以上，我们预计全年EPC招标量有望超过 200GWh。
分省份招标：新疆、内蒙古领跑全国市场
25H1 储能采招高增 ， 新 疆 、 内 蒙 古 领 跑 全 国 市 场 。 25H1 国 内 储 能 采 招 总 规 模 179.1GWh ， 对 应 42.4GW/171.1GWh储能系统需求，同增150%。分地区看，新疆、内蒙古、山东、河北、江苏储能采招需求位居 前五。新疆和内蒙古25H1储能采招需求达22.2GWh和13.8GWh，系两省多个GWh级大型独立储能项目完成采招。 江苏、安徽、重庆等地百MWh级用户侧储能采招项目频现，包括针对有色金属、化工、钢铁等场景的大型单体项 目，以及围绕产业园区一体化布局开发的区域性项目，用户侧储能项目的最大采招规模达到600MWh。
储能系统：竞争格局分散，未来集中度有望提升
全球储能系统竞争格局整体分散，但集中度较国内略高。24年全球储能系统市场中，特斯拉、阳光电源、 中国中车、华为、远景位列前五，CR5合计49%。25年，全球储能系统厂商全球份额前五名的厂商分别为 阳光电源、特斯拉、比亚迪、中国中车、海博思创。
国内储能系统竞争格局更加分散。24年国内前十储能系统集成商为中车、海博思创、远景、比亚迪、阳光， CR5合计约30-35%，格局相较海外更加分散。未来随着储能应用场景从分布式向大基地、独立储能加速 扩展，具备技术、产能、渠道与资金优势的龙头企业更易形成规模壁垒，国内行业集中度有望逐步上行。
储能系统：独立储能趋势下，代建代运营为创新型商业模式
独储快速发展趋势下，“代建代运营”正成为创新型商业模式。该模式不仅关注电芯性能，更强调系统集成商与 运营商综合能力，通过软硬件结合提升储能电站全生命周期收益率。以特斯拉为例，其自研 PCS、BMS 和 EMS 并实现互通，依托强大的算法与软件能力，推出 Powerhub 与 Autonomous Control 等产品，为客户提供能源 管理、预测优化与实时交易支持，帮助储能电站更好参与市场化运营。
提供更优软件的系统集成商帮助储能电站提高收益率，具备较强竞争力。海博思创具备系统集成能力，实现更高 转化效率、更低电池衰减率和更多循环次数，具备BMS软件算法和全生命周期管理能力，可控制开发及运维成本 ，提升综合回报。
储能电池供需格局：供给相对紧缺，持续性超预期
全球储能供需格局看，需求端保持高增速，供给端产能虽快速扩张，但利用率维持高位，整体供给相对 紧缺，我们预计持续至26H2。我们预计25年全球储能装机需求310.1GWh，同比增长47%；对应出货 量约521GWh，同比增长60%。同期全球储能产能约607GWh，产能利用率高达86%，26年新增产能释 放，全球储能产能利用率预计为82%，头部公司为85%-90%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
