弘则•匠心智造第781期 海内外储能市场调研-20260917

弘则•匠心智造第781期海内外储能市场调研-20260917该内容围绕国内电芯行业展开，指出国内电芯厂布局较多，宁德相关企要点总结电价、现货套利与辅助服务构成，目前调频收益相对确定（如广东约2年回本容量化程度影响不确定性较高。2.区域分化与社会资本投资门槛：华东华南负荷区调频与现货收益佳，全投资收益率可达7%左右；华北河北因峰谷价差小致经济性差，东北、西南、西北受电网结构与资源禀赋影响收益模式各异；社会资本投资高度依赖电网业务捆绑或收益保底协议，五大发电集团及电网自身运营更具优势。3.电芯产能排查与反内卷导向：发改委或能源局已开展电芯新增产能排查，核心旨在反内卷、避免价格恶性竞争并限制低端落后产能；部分动力电池产线出清后转产储能系统或电芯；政策引导正从拼低价转向循环寿命、安全等全生命周期4.海外户储需求与竞争格局演变：海外户储需求平稳未减弱但增速放缓，经历早期爆发后头部品牌留存且份额集中；来的抢装压力与后续价格战风险。5.欧洲政策催化与商业模式演进：荷兰2027年取消净计量可能引发户储市场爆发；爱尔兰强制居民动态电价大幅提升储能ROI并加速VPP接入趋势；户储软硬件架构中，中国厂商主要提供逆变器、电池及本地控制器，核心算法与电力交易预测由欧洲站端EMS平台主导。7.产业链后续跟踪关键变量：国内需重点跟踪各省容量电价落地进度、现货价差变化、调频中标规则优化及大储备案实际转化率；海外需紧盯2027年退税取消后的订单抢装节奏、荷兰净计量取消影响、各国动态电价推进力度及头部厂商排产与库存水位变化。问答整理本次调研未披露具体问答内容Q1：国内储能当前整体需求情况如何？近期国家对电芯新增产能进行排查，市场担心产能过剩，从需求层面看国内储能需求如何？电网侧大型储能需求。电芯产能方面，国家发改委或能源局层面已开过几次会，最主要目的是反内卷，核心诉求是避免价格恶性竞争，主要借鉴光伏此前低价内卷的前车之鉴。光伏经历几个周期后陷入低价内卷，虽然国家层面干预、行业呼吁并形成价格联盟，但内卷情况未得到较好改善，储能目前也有这个苗头。限制产能也是想控制低端接触到的一些厂家产能释放，没有以前饱满；以前动力电池产线有厂家直接包产线并签几年，现在这动力电池产线出清，转产给电力上用的储能系统，大型储能甚至以产能作为转产的储能电芯。反内卷政策国家可能一定程度上控制，政策目的还是打击盲目规划扩产，不让你拼低价，而是从储能电芯角度如循环寿命、安全、全生命周期等方面引导。但投资环境和社会经济大环境下可投资选项很少，原来做电力设备或电网设备的厂家固有业务固化、增量少，所以仍在往储能PACK产线或电芯产能投资。大体上是这么一个情况。Q2：实际落地收益中，峰谷价差较小、容量电价最后也不太看好，目前主要盈利是否变成调峰调益主要是容量电价、电力现货套利（低价充高价放）、辅助服务（如调峰调频）三块。但目前三块收益不量电价类似手机座机费，容量上了就得给钱，但最终出在用户电价里；西北地区由周围新能源场站出成本，绝大多数省份通过系统运行费向用户收取，系统运行费涨得比较厉害。地方政府出于招商等需求希望电价便宜，容量电价国家层面去年年底出电力现货时间不长、历史数据少；原来预估新能源多会拉大峰谷价差，但实际如河南、南网今年7、8月峰谷价调峰在电力市场化后需求进入现货，调频是目前很多电站盈利点。以20次调频为例，山西和广东调频市场较好；广东调频较高的是调频，但区域分化特别严重。大储收益没有完全确定性Q3：峰谷价差这么小的主要原因是什么？还是做储能的人太多？为什么与之前预期不太一样？网不像国外那么脆弱，有央企作为底盘，在迎峰度夏、保电时不会单纯为收益去决定是否开展调节，央企要优先保证国家要源没有集中在本地，而是都集中在辽宁，所以辽宁要给吉林、黑龙江及部分原内蒙通辽等东北电网区域提供调节服务，调频需小时后实际收益就很少，而储能以4小时时长为主流，分母一除收益就比较少。峰谷价差也能源在吉林、黑龙江的布局反而更好，但调节性资源主要由辽宁提供，这可能与电网电力市场交易审计情况有关。现货套利利好的省份不多，主要集中在负荷较好的省份；电源侧供给不足的西北发电资源多地区现货价差很小；负荷侧如浙江、广东工业Q4：从省份看，是否仍以东南沿海负荷省份对储能调节需求较强、建设略多，其他主要送出省如东北、贵州、四川电化学储能相对少？以通过水电调节，不缺调节性负荷。但去年或前年成渝城市圈雨水特别能不是电化学储能两三个小时的放电等级能够解决的。西南地区也需要建设一部分储能，但不是最主要的布局区域。西北地区好的还是广东、上海这类负荷较好的地区，夏季用电高峰电价较高，现货套利和调频两部分收入相对更有保障。总体来看，行难获得有效收益。Q5：是否要看业主？五大发电集团或电网自己修的独立储能好一点，社会资本进去除非有关系，否则收益率也没有六七那么高？答：对，社会资本进去后，如果能跟电网有一些生产或其他捆绑，电网能做一些收益保底，比如1年保证不低于350次、330次，这种收益可能有保障。再一部分如广东情况，进去得早，调频设备性能跟得上，中标达到前五名，调频收益也能拿到，这部分收益比较好。但其他情况，比如抽水蓄能也是储能，原来五大发电集团如国电投投的在手上不赚钱，年年亏；后来抽蓄国家允许国家电网去投，国电投调。说到底还是得看电网用不用。Q6：容量电价不看好，主要是比较难落地在哪方面？是收钱端现金流动不是正循环，还是各省政策难落地，如辽宁按顶峰时长乘20小时基本拿不到钱？具体是政策实际落地钱不好拿，还是模式上不可持续？能分到这部分钱。第二，地方政府要求压低电价，因为电价低才能招商引资，旧产能如高耗能企业对电价敏感，新兴数据中心更敏感。第三，储能电站获取容量电价没那么简单，不是进清单、容量认可后电网就给钱；电网有考核，特殊情况下要马上调，设备要马上响应，并保证容量，比如报200兆瓦时，4小时必须满容量放出200兆瓦时。少了的话，像山西等几个省考核和罚款比较严；设备可靠性、可用率没达到要求，每年罚款可能把这笔钱罚没。第四，容量与现货、辅助服务调频的容量是互斥的，有些省份要求你备出容量，就不允许该时间内做现货套利，这样另外两个收入在一定时段获取不了。第五，长期看容量电价是过渡政策，基于行政手段制定电价，原来发改委定多少钱就多少钱；电力市场逐渐完善后，还是要进入电力市场，在现货里随时响应给容量奖励，变成市场化容量电价。但很多省份调节性资到奖励或补贴不确定。执行起来也很困难，接触的国家投东北公司火电容量电价他们都不要，觉得考核太严、设备要求高，不如做电价收入。保底的钱虽然出了政策，但不好拿，很多省份情况有区别，但很多省份不是太好拿。Q7：上半年国内装机没有特别多，但行业侧各厂商出货很多、上市公司增长快，国内真正装机又没那么多，主要原因是什么？海外贡献了吗？于电源侧配储，这部分需求在调研中占相当一部分比例。Q8：上半年增速下滑，除政策原因外，与季节性因素、去年高基数是否有关？下半年是否可能释放新增长？还是全年都下滑？1.电网侧独立储能各省出台政策断断续续，大多在7、8月份才落地，层面政策出台时预期的好，项目推进速度不及预期。2.绿电直连、就地消纳项目遍地都是不能保证，难度特别大。当前行业主体都在备案做前期准备，类似去年独立储能的集中落地项续、后续有更有利条件，项目集中放量也要到明年，因此今年下半Q9：最新招标的平均储能EPC均价大概在多少？货交易活跃、电网断面支撑充足、电力外送通Q10：海外储能尤其是户储，俄乌、美国与伊朗冲突等引发欧洲户储需求，二季度出货较多；后续欧洲户储尤其光伏配储比例较高，需求是否有减弱或增速弱化？企业做户储，非常乱；现在户储到了几个大品牌最终留下、独占重要份额的状态。市场需求还在，但不会像之前大面积基于几个大环境，第一，光伏配储摆脱集中式供电趋势是未来，户以可能期待事件性大事件爆发。Q11：2022年俄乌后欧洲户储需求多、厂商库存较大，现在头部厂商经历上一轮库存周期仍在市场、需求较好，他们会不会继续持续堆积库存？下游需求没有前几个月供不应求，库存角度是否持续增加？往后是否打价格战影响毛利？答：价格战之前已经打过一两轮，现在相对没这么卷，没卷到之前拼营业额很高，但净利润是负的。原因还是卷；另外大品牌在有些欧洲市场与当地大经销商合作，有些国家经销商层级之间互相头部经销商与大品牌合作模式是根据3、6、9、12个月预测直接从国内Q12：退税从9%退坡到6%、2027年1月1日开始没有退税，对整个需求和销售毛利率、利润率影响有多大？是所有储能行业都涨价，现在海外客户、经销商都知道这个事实。矛盾点是，要不品牌方拍板自己多出一点，要不让经销商拍Q13：最近几个月与刚爆发时需求较好相比，环比增长还在增长还是已经有些下滑？答：应该还在增长，因为现在9月Q14：下半年增量是否比较可预期，能够维持上半年势头？从产业内看，国内对电芯厂产能管控，海外户储出海头部厂商排产增加、明年可能增长，但欧洲光伏配储比例高、今年有事件催化，明年整体需求大概率没有今年好；如果头部厂商继续扩产，明年海外户储价格是否还要再往下走？答：价格无法预测，但事实是大家都亏钱，大家都得活着，尤其上市公司更得活着。数据难看，但至少营业额能兜住；利润本身对投资人市场需求一直在，只是如何平衡。或者说有没有新的突破点，产品、服务、团队运营、海外本地库存运营、营销团队如何控制厂的建设？锂电池电芯生产国内产业链已经超级饱和，宁德这些头部电芯厂在国内工厂非常多，但包括宁德现在所有工厂在国有条件：部署系统要有澳洲认证；系统要允许澳洲当地电力公司或政府机构接入，户储要开放虚拟电厂调度资质。澳洲比较率先把户储整合到虚拟电厂、分布式网络。欧洲现在有但不普遍，但这一定是趋势。如果欧洲哪个国家开始大力推动虚拟电厂，贴，卖电给电网意义就没有了，全球趋势也这样，美国之前净个趋势，欧洲市场除户用外，工业用电、工商业用电基本遵循参考动态电价，参与电力生收益。未来欧洲其他国家或某天强制居民用电全部接入动态用电强制要求动态电价的时间点不知道，主要像德国、荷兰这种西欧有钱国家。Q15：欧洲那边居民侧还不是动态电价吗？之前看好像居民可以选，电价也是市场化的吧？答：不是，居民可以选择参与动态电价，或强制居民用电全部是动态电价。行业内开玩笑说，爱尔兰政策推出后，以前装户储的那帮系统如果度，整个能量系统只能设置固定时段，无法预测动态定价什么时候低Q16：针对智能化，国内储能系统在欧洲是否允许内置软件，通过APP做虚拟电厂、参与智能化电力交易？还是软件得用本土品牌或供应商？会把报警、消防结合在里面，策略非常简单、相对固定，叫本地控制器；对欧洲来说每套系统都得有。这个本地控制器本Q17：国内厂商如果做的话，差异化不是特别大？户储产业趋势都讲跟家庭用电结合、参与电力市场化交易，但核心偏算法、数据积累还是国外厂商做，国内后续在这块没有什么差异化能做出来？Q18：基本上所有国内厂商都是这个模式？从设备上，比如不参与数据采集，但在储能系统调度、响应速度、产品质量方面是否有差异化？或者能分成几个梯队？策、下放指令，这个响应可能要求高一点，可能对国内来说Q19：往后欧洲市场更多要看动态电价开放和事件性催化，大趋势是分布式能源；但主要户储需求国家如德国，光伏配储比例都不低，户用储能除非修成电网独立侧储能做调频调峰，否则本质还是得跟光伏配合使用，光伏配储率这么高，增长空间是不是不大了？个周期之后会有一波换电、换机、新增、再增加电池或换电池趋势，这是机会。比如德国、澳洲，第一批最早部署到现在也要能源不是集中式为主，集中式包括光伏电站、风能等；可能接下来有很小一部分比例靠家家户户分布式能源，可能占到5%或后大家都要换电池等。还有一点，重点看补贴。Q20：未来几年增长肯定是增长，但增速今年最快，明年增长但增速往下；头部厂商如德业每个月电芯出货、产能往上提升，明年没有今年这么快增速，产能又比较高，后面是否不可避免打一两年价格战？德业如何守住？答：德业有一些核心护城河，逆变器技术做得比较好，也吃到这一波红利，通过量起来后，自身做逆变器再做储能，来控制供应链。相比其他上市公司，德业货单价在行业内比较做起来也是通过一定性价比，所以这方面肯定可能有一定优势。价格战每个行业都一样，肯定都会有。现家中国企业进入储能市场，那些大企业熬下来；现在大家再熬一波，再熬下来可能就好了。像互联网很多企业互相圈。钱，企业做到最后国家会叫停。不知道中国这次把储能退税完全个产业链占比超90%，优势十分明显，不然国家掉，一两年时间后，具备竞争力的企业熬过这波周期后产业可能会更健康。Q21：再确认库存，现在整体没有像2022、2023年那样疯狂补库，但主要看下游需求确实有补充，没有那么积压？答：那么夸张。基于历史数据，现在很多大公司还是有一定信心，但一定不是大家去抢战争那种夸张的囤货，会按照一定比例或者Q22：货储周期现在放库存大概能放多久？答：要看头部企业还是其他中小玩家。头部大品牌都和当地大经销商合作，到货后一般3个月内就能售罄。如果产品暂时卖不出去，理论上还可以销售，但需要符合时Q23：针对明年，整体对行业相对乐观，明年欧洲这边增长确定性还强不强？整个行业大概能维持多少增速？答：还兰明年的净计量政策，在原有补贴取消后会不会新增储能补贴？欧洲多国目前对储能安装有一定补贴，但各国补贴模式不同，不像澳大利亚大补贴时期会出现全民疯狂安装的情况。现在欧洲很多国家依靠欧盟资助补贴，自身财政充裕的国家也会在满足条件的情况下发放补贴。如果欧洲主流国家的补贴力度加大，行业增长肯定会受益。增速不好直接预判，但可以确定的守地说，储能市场近十年来大多依赖补贴政策，市场表现最终还是要看补贴力度。1.核心结论与关键数据速览一倍；需求以大型储能为主，工商业小储能受政策影响承压，部分公司转向独立/电网侧大型储能。国内大储收益量电价+电力现货套利+辅助服务（调峰调频），容量电价和现货套利不确定性高，调频是目前较确定收益；广东调频站约2年2.国内储能需求与电芯产能政策网侧大型储能需求；市场关注国内储能需求、电芯新增产能排查、产能过剩担忧。电芯产能排查：国家发改委或能源局层面已开过几次会，核心是反内卷，避免价格恶性竞争；光伏低价内卷是前车之鉴，储能目前已出现相关苗头；限制低端落后产能。动力电池转产：接触到的厂家动力电池产能释放，饱满度不如以前；以前动力电池产线一上线就有厂家包签多年，现在需求增速回落；动力电池产线出清，转产电力储能系统，甚至转产储能电芯产能。政策引导方向：国家可能控制、打击盲目规划扩产；政策目的可能不是单纯不让拼低价，而是引导储能电芯向循环寿命、安全、全生命周期等质量维度发展。投资环境矛盾：社会经济可投资选项少，电力设备/电网设备厂家固有业务固化、增量少，仍在投储能扩产线或电芯产能；但电网侧独立储能投资环境并不理想。3.国内大储收益模型1.需求确定但落地收益承压：新能源装机越来越多，肯定要通过储能调节；但实际落地看峰谷价差小、容量电价不看2.容量电价机制类似手机座机费，容量上了就要给钱；最终由用户承担成本，西省份从用户电价中的系统运行费中列支。度并不被看好。4.与地方政府招商压电价的诉求存在矛盾；费用从所有用电用户都需要分摊成本，储能站充电时作为用户也需要付费，充电成本进一步提高。率不达标时，每年罚款可能直接抵消全部收益。6.容量电价与现货/辅助服务调频存在互斥性，部分省份在配置备用容量时不允许现货套利，两类收入无法在同一时段化学储能同台竞争优势不明显；国家投东北公司甚至放弃火电容量电价，核心原因是考核标准过严、设备要求过高。8.现货套利的区域市场化程度差异显著，国内电力现货运行时间不长、历史数据较少；原预估新能源场景下峰谷价差会收入规模差距较大。以收益为目标；电网调节性资源并不短缺，2-3年前已将大量火电价差、负电价与行政干预关联度较高。10.现货套利优势明显的省份较少，仅集中在负荷条件较好的区域；电源侧资源充足的西北发电大区，现货差价普遍很小；浙江、广东工业产业密集，价差稍大，但现货收益占比不足以支撑独11.辅助服务/调频调峰的电力市场化交易在现货市场完成；调频是当前多数电站的核心盈利点，以20次调频为例，山西和广东的调频市场表现较好。13.调频盈利的确定性较高，但区域分化问题严重；大型储能整体收益仍存在不确定性，项目推进速度未达市场预期。备案落地规则2026年5月沟通时，大储提前备案中有些未纳入审计清单；只有进入审计清单才能获得容量电价资格；备案规模中约20%真正落地。项目操作核心逻辑分析政策、新能源发展只是分析层面，操作层面核心看电网，电网处于垄断地位；电网能够保证项目收益，若不与电网利益捆绑，很难获得有效收益。4.国内区域储能投资分化与社会资本投资门槛华东/华南区域广东、上海等负荷较好的区域，夏季用电高峰电价较高，现货套利和调频收入相对更好；上海、广东调频收益省份全投资收益率达到7%，资本金要求约10%；电网断面力度充足，该释放时有通道放出去，能满足投资融资门槛。华北/河北区域大，项目回报周期可能2~3年，目前已较少有新投资。东北/辽宁区域辽宁调频需求可能更高一些；辽宁容量电价370国内较高，但顶峰市场电网要求的考核时长要达到20个小时，370除以20小西南区域西南有小水电，有水时可用水电调节，不缺储能需求较高，但常规电化学两小时等级储能无法完全匹配；需要建设一部分储能，但并非核心需求。西北区域西北以风光资源为主，储能主要作用为减少弃电、存储富余电力，但当地送出能力不足、弃电率越来越高；当地电价便宜，电力价值较低，独立储能原本以容量电价为主要收益来源，但容量电价可能在电力市场完全放开后取消，后续需直接在电力市场做容量补偿奖励；保底收入不确定且占比不高。社会资本与电网/央企投资对比五大发电集团或电网企业自身建设独立储能的收益更有保障；社会资本除非具备较强的电网资源关系，实际收益率很难达到测保障；在广东区域较早布局、调频设备性能达标且中标前五的企业，也能拿到较好调频收益。抽水蓄能市场对比国电投早期投资的抽蓄项目不赚钱、年年亏损；后来国家允许国家电网投资抽蓄，国电投将旗下抽蓄资产卖给国网，到国家电网手上后项目年年盈利，核心原因是电网可以灵活调度自身资产；抽水蓄能的盈利核心还是看电网是否调度使用。5.2026年上半年国内装机、电源侧配储与EPC市场情况2026年上半年国内装机规模没有特别多，但行业内各厂商出货量很高、上市公司业绩增长较快；海外市场贡献了相当大一部分出货量，行业内出现**“不出海就出局”**的说法；此外还有电源侧配储的市场需求。电源侧市场化配储光伏电站装机持续增长，电力市场开市后中午时业普遍要求。部分省份出台政策引导配储，要求弃电时优先使用风电场目同样存在配储需求。绿电直连/就地消纳绿电智联/绿电直连是新能源就地消纳的引导模式，当电网无法承载新能源发电量时启动就地消纳，此类项目仍会配套储能，当前以风电场项目为主，大概率采用离网方式，购网型项目占比相对更高，本质也属于电源侧配储范畴，全年行业判断1.2026年上半年增速下滑：受政策断2.项目落地节奏：绿电直连/就地消纳项目数量较多，但负荷侧投资评估难度大，负荷侧能否维持2储能EPC均价锂价格近期上涨。碳酸锂与区域补贴碳酸锂期货价格和供需关系关联度不高，且地区价差明显；西北区域的政策退坡情况存在不确定性，内海外户储需求与增速减弱，只是没有俄乌冲突时期爆发式增长；行业整体出货量较为稳定，增速不高但仍有增长；光伏配储正在摆脱集中式供电趋需求弹性：户储需求不太可能再出现爆发式增长，除非出现西班牙大停电这类极端事件需求偏向刚性，但并非强制每家都需要，后续或有望出现事件性的需求库存与价格战历史：2022年俄乌冲突后欧洲户储需求大增，当时厂商库存也较高；当前下游需求没有前几个未出现完全供不应求的情况，需要关注头部厂商是否会继续累库、价格战对毛利的影响；此前行业已经打过一两轮价格战，当前行业内卷程度有所降低，厂商不再拼死抢占份额；工商储领域的厂商首先需要解决生存问题。竞争格局因包括：行业内卷加剧、大品牌与当地大经销商合作、经销商层级之间互相竞争要求品牌方提供更多支持、推广营销投入较一、库存模式分销；行业风险点在于3~6个月账期，对流压力显著；品牌方一般持有库存，但经历本轮行业波动后经营风格相对保守。二、退税与抢装经销商同时面临资金流、销售业绩双重压力。三、旺季/环比表现四、扩产与价格走势国内对电芯厂产能实施管控；头部户储出海厂商的排产仍在增加，2027年排储价格可能还会下行；价格走势无法预测，当前行业多数厂商都在亏损，都需要维持运营，尤其是上市公司更需要维持业绩体面；当前行业数据表现难看但需要通过营业额兜底，利润下跌难以向投于产品、服务、团队运营、海外本地库存运营、营销团队成本控制、供应链/电芯成本控制。五、电芯产能现状锂电池电芯国内产业链超级饱和，宁德时代等头部电芯厂商国内工厂数量电芯产能过剩，市场需求不及预期，国家正在进行产能管控；政府发布新要求，停止所有新能源/电信厂建设，该新闻值得六、欧洲户储政策催化与商业模式力公司或政府机构接入，户储需开放虚拟电厂调度资质；澳洲率先将户储整合到虚拟电厂/分布式网络，通过补贴推动接入虚拟电厂调度；欧洲目前该模式虽有应用但并不普遍，却是行业发展的必然趋势；若欧洲某国大力推动虚拟电厂接入每家分布式部署并通过电力调度实现二次盈利，可能会带来新一轮行业增长，具体时间节点暂不明确。2.荷兰净计量政策取消），卖电给电网的经济意义；全球趋势类似，美国此前取消净计量后开始大面积铺储；荷兰2027年户储市场或迎来爆发式增长。3.动态电价欧洲工业/工商业用电基本遵循参考动态电价，参与电力交易市场；户用市场不强制，居民可选择固定峰谷电价或参与动态电欧洲首个强制居民全部采用动态电价的国家。动态电价套利与储能收益逻辑低电价充电、高价放电，ROI（投资回报率）大大缩减；储能不单自发自用，还可能产生收益；投资人、聚合商、政府、金融机构都会动起来；工商储介入动态电价套利，有些国家快的话ROI两年以内，金融产品好；参与动态定价交易EMS软硬件结构中国厂商角色行业差异化判断产业趋势是跟家庭用电结合、参与电力市场化交易，但核心偏算法、数据积累由国外厂商做，国内后续这力交易预测、电价采集、做决策、下发指令，响应要求可能高一点，对国内来说还好。换机与分布式储能占比锂电池电池包寿命810年（循环次数到一个周期后有换电、换机、新增电池或换电池趋势，是机会；德国、澳洲角色比较重要；澳洲基于政府平台/电力公司平台，通过补贴推动户储安装接入能源平台调度；未来政府国家级能源可能不是至少35年增长比较好，三五年后大家换电池，还要看补贴，重点看欧洲2027年市场展望己国家有钱且满足条件就给补贴；欧洲主流国家补贴力度上来会包含；增速说不上来，但不会不升，至少不会掉、不会掉很储能市场核心驱动逻辑可能稳定增量，爆发看有没有大力度补贴政策；储能市场历年来十年大多数看补贴，市场有多好看补贴。8.相关企业分析货单价在行业内比较好，毛利相对比较高；一开始把量做起来也是通过一定性价比，这方面可能有优势；价格战每个行4.国电投与国家电网：国电投抽水蓄能不赚钱、年年亏；后来国家允许国家电网投资，国电投把抽蓄卖给国网，到国家5.五大发电集团/国家电投东北公司：五大发电集团西北风光大基地项目有配储需求；国家电投东北公司火电容量电价都6.社会资本/业主：五大发电集团或电网自己修独立储能的收益更有保障；社会资本除非有相关资源，实际收益率也没有进入市场、设备性能好、中标前五可获较好调频收益。9.后续跟踪变量与边际变化·国内跟踪方向：电芯产能排查/反内卷、各省容量电价落地、现货价差、调频中标规则、绿电直连项目落地、EPC价格、碳酸锂价格、内蒙补贴退坡、大储能备案落地率。取消、爱尔兰动态电价、VPP接入政策、补贴力度、头部企业排产、库存/问答整理1.国内储能当前整体需求情况如何？近期国家对电芯新增产能进行排查，市场担心产能过剩，从需求层面看国内储能需求如何？免价格恶性竞争，主要借鉴光伏此前低价内卷的前车之鉴。光伏经历几个周期后出现低价内卷，虽然国家层面干预、行业呼吁并形成价格联盟，但内卷情况未得到较好改善，储能目前也有这个苗头。限制产能也是想控制低端方面，接触到的一些厂家产能释放，没有以前饱满；以前动力电池产线有厂家直接包产线并签订多年速回落，部分动力电池产线出清，转产给电力侧用的储能系统，大作为转产的储能电芯，国内针对该赛道的反内卷政策将一定程度约束盲目扩产，政策核心目的是打击低价无序竞争，引导行业从循环寿命、安全、全生命周期等技术维度健康发展。但当前整体投资环境下可选项较少，原有电力设备或电网设备厂商的固有业务固化、增量有限，因此仍在加码储能扩产线及电芯产能投资，这是当前行业的大体投资现状。2实际落地收益中，峰谷价差较小、容量电价表现不及预期，目前主要盈利是否转向调峰调频？储能属于电网调节性资源而非发电型资源，在电力富余时充电、缺电时放电，收益结构相对复杂。在114号文取消强制配储要求后，储能的收益主要来源于容量电价、电力现货套利（低价充电、高价放电）、辅助服务（如调峰调频）三大板块，但当前各板块的收益不确定性都较高：站承担成本，绝大多数省份通过系统运行费向用户收取，当前系统运行费涨幅较高。地方政府出于招商价电价，而容量电价在去年年底由国家层面出台，各省今年陆续落地但差异显著，最终的实际落地效果有待观察。2.电力现货套利：国内各省电力市场化程度参差不齐，且电力现货市场运行时间短、历史数据不足。市场原本预判新能3.辅助服务中的调峰调频：调峰需求随着电力市场化逐步进入现货市场，而调频是当前多数储能电站的核心盈利点。五年回本。整体来看调频的确定性相对更高，但区域分化严重，大储项目的整体收益期预期。早期5月沟通时，大量未备案的大储项目提前备案，后续未被纳入审计清单，只有进入审计清单的项目才能获需求也将在现货市场中完成兑现。3峰谷价差这么小的主要原因是什么？是否是储能布局过多？为何与前期预期不符？海外峰谷价差规模较大，国内按照新能源装机增长、渗透率提升的逻辑网有央企作为底盘，在迎峰度夏、保供电等场景下，不会单纯以收益作为决策依据，而是优先保障国家政策要求落地。电转换为调节性资源，电网整体并不缺乏调节性资源诉求，因此对电化行政调控手段关联度较高。以辽宁为例，在迎峰度夏的7、8月，辽宁需要向吉林、黑龙江供应调节性资源。东北电网原为一张统一网络，吉林、黑龙江建设的火电等调节性资源并未龙江及部分原内蒙古通辽等东北区域供应调节性资源。一、储能收益与区域价差特点就很少，储能以4小时为主流，分母一除收益就比较少。峰谷价差也受东北电网历史遗留影响，新能源布而更好，调节性资源又是辽宁输出，这与电网电力市场交易审计情况可能有关。现货套利表现好的省份荷较好的省份；电源侧资源丰富的区域表现不佳，西北发价差能稍大一些。二、省份储能建设需求差异4从省份看，是否仍以东南沿海负荷省份对储能调节需求较强、建设略多，其他主要送出省如东北、贵州、四川电化学储能相对少？对，电化学储能方面，广西可能稍微好一些。西南地区特点是有小水电，对储能的需求属于季时可以用水电调节，不缺调节性负荷。但去年或前年成渝城市圈雨水特别少，对储能的需求呈现季节性且能不是电化学两三个小时等级的储能能够解决的。西南也需要布局一部分储能，但不是最主要的市场。西北主要是风光资限，这部分独立储能需求还是以获取容量电价收益为主，但如前所述，容量电价政策可能退出，或后续较好的地区，夏季用电高峰电价较高，现货套利和调频两部分收入相对更好。总体来看，储能行业内收益率好坏的关键还是看三、储能参与主体收益差异5是否要看业主？五大发电集团或电网自己修的独立储能好一点，社会资本进去除非有关系，否则收益率也没有六七那么高？到调频收益，这部分收益比较可观。但其他情的项目长期不赚钱，年年亏损；后来国家允许国家电网投资抽水蓄能，国电投把抽蓄项目卖给国网，到国家电网手上就钱，因为国网可以调度自己的资产灵活调整。说到底还是要看电网四、容量电价落地核心难点6容量电价不被看好，主要是比较难落地在哪方面？是收钱端现金流动不是正循环，还是各省政策难落地，如辽宁按顶峰时长乘20小时基本拿不到钱？具体是政策实际落地钱不好拿，还是模式上不可持续？主要是和地方政府诉求存在矛盾。最核心的问题是容量电价的资金要从电价里出，总得有资金出处，多数是从当地省工商业用户电费里收取。工商业用电电价里包含系统运行费，最近各省系统运行费上涨幅度都比一、储能电站参与容量电价的核心难点与长期展望1.容量电价的成本传导：价涨1毛钱算比较厉害，相当于所有用电户掏份子钱，这里也包括储能站，因为充电时也是用3.容量电价获取的实际门槛：储能电站获取容量电价没那么简单，不是进清单、容量认可后电网就给钱；电网有考核，少了的话，像山西等几个省考核和罚款比较严格；设备可靠性、可用率没达到要求，每年罚款可能把这笔收益完全抵4.容量与其他业务的互斥性：容量与现货、辅助服务调频的容量是互斥的，有些省份要求你备出容量，就不允许该时间内做现货套利，这样另外两个收入在对应时段无法获取。5.长期政策定位：长期看容量电价是过渡政策，基于行政手段制定电价，原来善后，还是要进入电力市场，在现货市场里随时响应并获得容量奖励，变成市场化容量电价。但很多省份能拿到奖励或补贴不确定。整体执行起来也很困难，接触的国家投资东北公司的火电容量电价项目他们都放弃了，觉得考核太严、设备要求高，不如做常规电价收入。数省份获取难度较大。二、上半年国内装机增长的核心驱动因素问题7：上半年国内装机没有特别多，但行业侧各厂商出货很多、上市公司增长快，国内真正装机又没那么多，主要原因是什么？海外贡献了吗？海外是一大块，储能行业有句话“不出海就出局”，海外确实贡献相当大一部分。另一部分来所以是市场化倒逼的配储。2.政策引导配储：有些省份虽然国家未对更高，也属于电源侧配储。这部分需求在调研中也占据相当一部分比例。三、行业上半年增速下滑的原因与全年展望问题8：上半年增速下滑，除政策原因外，与季节性因素、去年高基数是否有关？下半年是否可能释放新增长？还是全年都下滑？整体来看全年增速可能还是会下滑：1.政策落地不及预期：上半年电网侧独立储能各省出台政策断断续续，度；政策出台后，行业测算容量电价收益没有去年年底国家层面政策发布后想象的那么好，项目推进速度不会那么快。2.负荷侧项目开发难度大：绿电直连