弘则匠心智造第781期海内外储能市场调研

行业调研弘则•匠心智造第781期海内外储能市场调研-202609172026年9月18日○13阅读摘要该内容围绕国内电芯行业展开，指出国内电芯厂布局较多，宁德相关企业的国内工厂尚未完全建成投产，当前电芯整体产能远超市场实际需求，国家也正在对该领域的产能进行管控。要点总结国内储能需求与收益模型：国内储能需求至年仍处增长通道但增速逐年回落，以大型储能为主；大储收益由容量电价、现货套利与辅助服务构成，目前调频收益相对确定（如广东约年回本），化程度影响不确定性较高。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。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、安全等全生命周期质量维度。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；艾罗、禾迈、派能等头部企业报表承压基本亏损；行业面临退税退坡年月降至年全面取消）带来的抢装压力与后续价格战风险。欧洲政策催化与商业模式演进：荷兰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并加速测由欧洲站端平台主导。装机出货反差与价格现状年上半年国内装机增速下滑，但厂商出货强劲主要得益于海外高贡献及电源侧市场化配储需求；绿电直连就地消纳项目备案多但负荷侧评估难致落地率低；最新招标均价小幅上涨至仍以314电芯为主，碳酸锂价格波动及区域补贴退坡影响成本。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？答：储能需求仍处于增长趋势，预计到2030年之前都是增长的，但增速在回落。原来2025年至2026年增长25%，之后逐年递减，到2030年可能还要翻一倍。需求主要以大型储能为主；工商业小储能最近受政策影响有所承压，不少公司转向独立储能、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落后产能。动力电池需求方面，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频？答：储能是电网调节性资源，不是发电型资源，在缺电时放电、富裕时充电，收益相对复杂。114号文去年不强制配储后，收益主要是容量电价、电力现货套利（低价充高价放）、辅助服务（如调峰调频）三块。但目前三块收益不确定性都较高。容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台，各省今年陆续出台且差异大，最终落实到什么程度个人不特别看好。现货套利方面，各省电力市场化程度不一样，国内电力现货时间不长、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月峰谷价差很少很少，200兆瓦时项目一个月峰谷价差只有30多万，与原计算几百万收入规模差距较大；现货套利不确定性非常大。辅助服务中调频是目前很多电站盈利点。以次调频为例，山西和广东调频市场较好；广东调频站大概两年回本，一个月调频收入万至万，前五个站一个月厂商告状。现在调频从前名分配额度高一些，前较高的是调频，但区域分化特别严重。大储收益没有完全确定性，推进速度没有想象那么快。早期月沟通时很多未备案大储提前备案，后来未纳入审计清单，只有进审计清单才能获得容量电价资格，有些没进去；备案规模里约20%落地。目前比较确定的是调频，因为调峰电力市场一开，调峰在现货里完成。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？答：海外价差非常大，国内按理新能源装机更多、渗透率高、不确定性和不稳定性高，峰谷价差应该拉大，但实际如河北南网、、小时可获得小时收益；辽宁当时出台的容量电价标准在国内较高，但与辽宁商务局沟通后，辽宁电网顶峰时段的市场结算数据要求达到个小时，因为要给其他省份供电，这样的容量电价除以小时后实际收益就很少，而储能以小时时长为主流，分母一除收益就比较少。峰谷价差也受东北电网历史遗留问题影响，新能用电需求大，价差能稍大一些。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？答：对，电化学储能方面，广西可能稍微好一些。西南地区的特点是有小水电，对储能的需求属于季节性缺水型；有水时可以便宜，电力价值低，这部分独立储能的需求还是以容量电价补贴一部分为主，但如前所述，容量电价政策可能退出，或后续电力市场完全放开后容量电价取消，直接在电力市场中做容量补偿。保底收入并不是很确定，占比也不会很高。目前储能发展较好的还是广东、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，行业内收益率好坏的关键还是看电网，电网属于垄断性质，电网认可的收益就能得到保证，不被电网认可或利益不绑定的话，很难获得有效收益。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、次，这种收益可能有保障进去得早，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，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？用电电价里有系统运行费，最近各省系统运行费涨得都比较厉害，有的涨毛钱，电价涨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，比如报小时必须满容量放出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源越来越丰富，长期来看不特别看好，比如年、年山东可能除鲁北地区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，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？答：海外是一大块，储能行业有句话不出海就出局钱度、分钱于电源侧配储，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？答：感觉全年可能还是会下滑。上半年确实有影响：电网侧独立储能各省出台政策断断续续，大多在、层面政策出台时预期的好，项目推进速度不及预期。绿电直连、就地消纳项目遍地都是，但负荷侧项目投资开发评估非常难，比如负荷能不能维持年、数据中心用电量能不能保证，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目尚未出现。如果政策持续、后续有更有利条件，项目集中放量也要到明年，因此今年下半年看不到特别好的行情。Q9：最新招标的平均储能EPC均价大概在多少？毛钱到块出头的都有，最近评审的一些项目差异比较大。目前市场还是以、电芯之前有些厂家有库存，也在消化库存；有些厂家库存没那么多，价格可能高一些，因为碳酸锂最近在涨价。碳酸锂期货价格走势和实际供需关系关联度不算特别大，区域市场分化特别厉害，每个省情况差异特别大：河北市场前期被看好，但峰谷套利差异太大，项目收益率大概在2%-3%，现在当地投资意愿不高。西北地区政策退坡时间不明，内蒙的容量电价补贴从之前的0.35元/Wh降至今年的0.28元/Wh，明年可能还要下调。上海、广东市场表现较好，全投资场景下调频项目收益率能达到7%，按资本金测算内部收益率大概能到10%左右。在现货交易活跃、电网断面支撑充足、电力外送通道通畅的地区，项目可以满足投资融资门槛，但多数项目仅测算到6%-6.5%的收益率时，投资方仍有疑虑，实际投资落地费劲，只有收益率达到7%-10%的项目，才具备较高的投资可行性。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？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，户储接下来短到年到大，但增长一直会有，只是不太可能再爆发，或者再出现大事件，比如前年西班牙大停电，或者政府、欧盟资助政府再给一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，没卷到之前拼死拼活占份额。现在户储在这一块大家都在全价，先为了活下来。了解下来，包括艾罗、禾迈、派能，他们2026年上半年报表非常难看，几家上市公司基本上都是亏钱，出货量很大、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竞争，经销商要求品牌方给更多支持力度，推广、营销投入都比较高。库存方面，头部企业库存其实还好，因为欧洲一些国家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下单，然后自己进行库存管理、分销，一般这种合作走比较长账期，大概3~6个月账期，对品牌方资金流有一定风险。现在欧洲很多经销商可能以前是十几年老牌经销商，倒闭新闻也挺多，因为做分销资金流压得厉害，有些经销商日子不好过，说倒闭就倒闭，也有一定风险。品牌方自己备库一般会有一定库存，但经过那一波之后大家相对比较保守。也可关注一个时间点：有些企业在今年4月1号之前大胆布了一些库存，因为4月1号以后退税从9%退坡到6%，有企业多批多布了一点，但销得怎么样不得而知。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？答：大家都一样，但月号这个时间点是个点的退税。年月实都在赶，都在赶年提前做预估、做预测，希望经销商配合，把年之前或年到订单提前做准备，争取在年之前最后享受这一波。6%对整个行业现在也可以说是斩杀线，大家都亏钱，所以大家都想抓住这6%。2027年之后到底怎么样不得而知，但能知道的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，要不让经销商拍板，经销商也有资金流压力、销售压力。2027年1月1号这个时间点比较尴尬，大家做了决策之后到底接下来是什么结果都不知道，不好说好事还是坏事。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月份、10月份和11月份在储能行业也算增长周期。欧洲7、8月份大家都去度假，有不少订单包括安装搁置，到了9、10、11月份，12月又开始圣诞假期，所以9、10、11月份还是销售或安装旺季。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；利润本身对投资人解释不了，如果营业额再大幅跌也不行。需求还是在，解。回到问题，市场需求还是会比较大。换角度讲，澳洲市场去年爆发，是因为给补贴爆发，有波新补贴且力度非常大，但兰年要彻底取消净计量，净计量即年荷兰户储市场可能大爆发，因为卖电上网没有补择固定峰谷电价，这样投资储能模型相对没那么好，比如五年六年。但上半年爱尔兰整个国家强制要求居民用电实行动态能大大缩减。模型跑出来后，储能不单自发自用，还可能产生收益。未来欧洲其他国家或某天强制居民用电全部接入动态电价，储能又是一波爆发。基于这个点，很多投资人、聚合商、政府、金融机构都会动起来，把储能作为金融产品；工商储介入动态电价套利，有些国家快的话ROI能做到两年以内，很不得了。只参与动态定价交易，如果再加上参与一部分调频项目，有些ROI能做到1年。有得玩。大趋势记几个点：第一，居民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，或者用固定电价。现在不是强制居民用电动态电价，但爱尔兰现在是欧洲第个国家掉了，因为接入不了，无法实时让调度，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价，所以废掉了。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？能量管理系统。分两块：一块是储能系统本身自带的本土板或小模块，控制简单运行逻辑，包括设置充放电时间、保护、给电池输入指令充放电，还较简单，是本地通讯器或本地。还有站端安全。中国生产和制造的本地控制器，对于欧洲当地站端企业来说就是听指令的。通过、、等通讯协议开放给他们，他们通过站端云平台，像一套策略，给本地下发指令。他们爬取动态电力交易实时电价，做策略，比如分钟预测接下来分钟电价，然后从云端，因为每套系统接互联网，通过云端下发到每个本地控制器，比如一会、随机，给下放指令，本地控制器听话，什么时候让充电就充电，什么时候放电就放电，是这一套模式。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？答：其实我们是有能力的，但这是欧洲的法律法规，政策不开放，所以比较麻烦。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？答：差别不大的点在于，上端化、中国企业自己做的本地来说，没什么太大差别。更多难度在于上端策、下放指令，这个响应可能要求高一点，可能对国内来说还好。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？答：现在问的一切只是部署，先不讨论。基于这个担心，第一，锂电池电池包寿命基本在8年，这里指循环次数，所以到一或以上。户储角色接下来不单单接光伏、自发自用，参与能量调度占用电比例会更多。现在占、40%、50%甚至60%。从大方向看，户储不会说到哪一天装完了大家都装满了，至少35年增长还是比较好的；再加上三五年以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，量起来控制供应链。相比其他上市公司，德业货单价在行业内比较好，毛利相对比较高，是比较特别的一家企业。德业一开始把量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。现在太多亏本、亏钱，现在是一个时间点，大家先活下来，活下来之后先把其他熬不过的人熬死。这是第二波熬，第一波熬是2022、2023年几千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。个产业链占比超：再确认库存，现在整体没有像、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？不敢了，现在谁还敢。前面提到月号时间点，以及年月保守的增量来备库存。这些库存在年月企业即便以相对低的价格出货也能盈利，所以相信很多企业会在年月号之前完成相关备货决策。：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，到货后一般之间，电量过高会有运输风险，过低也不符合要求。剩余电量、的电池放置半年问题不大，但电量会掉到约则可以放置半年。从技术原理来看，8个月是一个临界点，如果超过个月，电池容量可能会达到预警值。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：还是要看政策。储能需求一直存在，行业模式也在改变，动态定价是未来趋势。增速无法精准预测的核心变量在于政策，比如荷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，但可以确定的是行业不会下滑，至少不会出现大幅回落，同比会有稳定的增量，能否实现爆发式增长则要看是否有大力度的补贴政策出台。只能保守地说，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。核心结论与关键数据速览国内储能需求：仍处增长通道，预计到年增长年可能还要翻一倍；需求以大型储能为主，工商业小储能受政策影响承压，部分公司转向独立国内大储收益：收益容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；广东调频站约年回本，单月调频万元，前五名单月多万元，后续调频收入降至几百万但区域项目经济性：上海、广东调频等收益省份全投资收益率达到或三三毛五海外户储：需求仍在但增速平稳，头部品牌留存、份年月日退税从退坡到年月日起没有退税，行业抢装集中在年后价格战压力仍在。政策催化：荷兰动态电价提升储能两年以内，叠加部分调频项目可达年以内。国内储能需求与电芯产能政策需求总量与增速：国内储能需求仍保持增长，预计到2030年前都是增长，但增速回落；2025-2026年增长25%，之后逐年递减，到2030年可能翻倍；需求以大型储能为主。需求结构边际变化：工商业小储能受政策影响承压，很多公司转向独立、电电芯产能排查已开过几次会，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；限制低端落后产动力电池转产政策引导方向投资环境矛盾：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。国内大储收益模型储能是电网调节性资源，不是发电型资源；114号文于2025年不强制配组后，收益为容量电价+电力现货套利（低价充高价放）+辅助服务（调峰调频）。需求确定但落地收益承压峰谷价差小、容量电价不看好，主要盈利反而变成调峰调频；目前比较确定是调频，调峰随电力市场开启在现货里完成。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，西北地区由周边新能源场站支付，绝大多数省份从用户电价中的系统运行费中列支。系统运行费涨幅显著；容量电价国家层面计划年底出台，各省度并不被看好。与地方政府招商压电价的诉求存在矛盾；费用从当地省电费中的工商业用户处收取，部分地区系统运行费上涨达充电成本进一步提高。获取容量电价需通过电网考核：申报兆瓦时则需设备可靠性、可用率不达标时，每年罚款可能直接抵消全部收益。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获取。长期来看容量电价属于过渡政策，基于行政定价；电力市场完善后将转向现货交易，随响应情况给予容量奖励；目前国、年山东除鲁北外可能有多个抽蓄电站投运，电考核标准过严、设备要求过高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拉大，但实际河北南网储能站年、兆瓦时项目单月峰谷价差仅多万元，与原预估的数百万收入规模差距较大。国内电力市场仍属于不完全市场化，电网公司行政管控占比较高；国内电网具备央企底盘属性，迎峰度夏峰谷价差、负电价与行政干预关联度较高。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立储能的独立经营。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，以和广东的调频市场表现较好。广东调频站回本周期约年，单月调频收入可达万元；广东前五座站点单月收入曾达多万元，后续站点收益大幅下滑；受其他厂商告状、社会公平性考量影响，调频分配额度从前名站点缩减，前收入下降至数百万，但整体年仍可完成回本。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。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/河北区域河北南网年、兆瓦时项目月峰谷价差仅项目回报周期可能年，目前已较少有新投资。东北/辽宁区域辽宁迎峰度夏高峰7、8月要给吉林、黑龙江供调节性资源，东北电网原是一张网，吉林、黑龙江火电等调节资源集中在辽宁，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小时后，实际单位容量电价大幅降低，当前储能以4小时主流配置为主，折算后收益更少。西南区域西南有小水电，有水时可用水电调节，不缺调节性负荷；储能需求存在季节性，比如成渝成都城市圈某年雨水特别少，此时对储能需求较高，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算的六七成；如果能与电网生产调度等环节捆绑，获得收益保底，比如1年保证不低于350次、330次的调度时长，收益才有保障；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。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需求，即使强制配储政策退出后，仍存在自主配储的市场需求。电源侧市场化配储中午电价极低，山东部分地区电价仅几分钱度，甚至出现负电价，光伏项目盈利空间被大幅压缩；市场化导向下配储成为行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，占比可观。全年行业判断年上半年增速下滑：受政策断续出台影响，多数省份要到、月才出台相关落地政策；容量电价的测算收益不如2025年底国家层面政策预期的好，行业推进速度较慢，全年行业增速仍可能下滑。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，负荷侧能否维持电量能否得到保证都存在不确定性；当前落地项目不多，政策持续发酵且有利条件出现后，项目集中放量要到年，2026年下半年暂无明显向好形势。储能EPC均价最新招标的平均储能价格近期有所上涨，价格区间在毛钱到块多，价差较大；当前市场仍以和规格的电芯尚未批量供货；此前部分厂家有锂价格近期上涨。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，内蒙古此前的补贴标准为“三三三五”，2026年补贴标准调整为两毛八，2027年补贴可能还会进一步下调。海外户储需求与增速2026Q2出货较多，受俄乌冲突、美国与伊朗冲突、中东事件影响，欧洲户储需求被带动；当前户储增速相对平稳，需求并未减弱，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势，未来3-5年需求不会减弱，但增速不会特别高，增长态势将持续存在。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，或是有政府/欧盟的资助补贴；当前需求偏向刚性，但并非强制每家都需要，后续或有望出现事件性的需求爆发。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月那么旺盛，并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。竞争格局在年（原文笔误为户储业务，市场较为混乱；目前仅剩少数大品牌留存，占据了主要的市场份额。2026H1业绩表现艾罗、禾迈、派能的因包括：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、推广营销投入较高。一、库存模式头部企业库存情况尚可；欧洲头部经销商与大品牌合作模式为根据3、6、9、12个月预测直接从国内下单，自行完成库存管理分销；行业风险点在于3~6个月账期，对品牌方资金流存在压力；欧洲近年有不少十几年老牌经销商倒闭的新闻，分销端资金流压力显著；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、退税与抢装年月日前大胆布局库存，因月号后退税从退坡至年月号起储能行业将全面取消退税，全行业都在赶年的政策节点，提前开展预试预测工作，希望经销商配合将年前或的订单提前，争取在年前最后享受不明确；目前全行业储能厂商都在涨价，海外客户经销商均已知晓该情况，当前核心矛盾在于品牌方与经销商之间的博弈，经销商同时面临资金流、销售业绩双重压力。三、旺季/环比表现年、、月属于储能行业传统增长周期：欧洲、月受度假影响订单、、月为销售月恰逢圣诞假期；下半年行业增量可预期，能够维持上半年的增长势头。四、扩产与价格走势高、年整体需求大概率不如年海外户价格走势无法预测产品、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众多，宁德所有国内工厂产能都尚未完全释放；当前电芯产能过剩，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，该新闻值得重点关注。六、欧洲户储政策催化与商业模式澳洲模式澳洲市场2025年将迎来爆发，当地补贴力度非常大，但有明确准入条件：部署系统需要具备澳洲认证；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。荷兰净计量政策取消年将彻底取消净计量（，卖电上网补贴）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；荷兰年户储市场或迎来爆发式增长。动态电价欧洲工业价；非强制场景下储能模型相对没那么好，回本周期大概上半年爱尔兰全国强制居民用电实行动态电价，是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+部分调频，有些ROI能做到1年、一年以内。智能EMS与VPP调度爱尔兰政策后，以前装户储系统如果没有智能能量管理系统就废掉，因为接入不了、不能实时让APP介入调度；原本固定时段参与峰谷，ROI较长，又参与不了VPP调度就废掉，因为只能设置固定时段，无法预测动态定价低价。EMS软硬件结构户用储能主要部件逆变器、电池、EMS；EMS分为本地EMS和站端EMS；本地EMS/本地控制器基本上是PCB板或小模块，控制简单运行逻辑、设置充放电时间、保护、给电池指令、报警消防，策略非常简单固定，欧洲每套系统都得有；站端EMS/智能EMS，主流必须接入欧洲智能EMS平台或公司，欧洲非常多，它们有接入当地动态电力市场资质。中国厂商角色中国企业站端基本不给玩、不让进、也进不了，涉及网络安全；中国生产和制造的本地控制器对欧洲当地站端是听指令，通过、、通讯协议开放给他们，他们通过站端云平台策略向本地下发指令；他们爬动态电力交易实时电价做策略，比如分钟一预测接下来分钟电价，从云端（每套系统接互联网）下发到每个本地控制器，比如随机，本地控制器听话充放电。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，国内后续这块没有差异化？国内有能力，但欧洲法律法规、政策不开放，比较麻烦；所有国内厂商基本这个模式；上端EMS给系统指令充放电一般不是毫秒级响应，本质上设置时间到点充电，对本地化中国企业自己做的本地EMS没什么太大差别；更多难度在上端EMS数据采集、电力交易预测、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8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、澳洲第一批最年到现在也要十年，真正增长曲线；分布式接入虚拟电厂、能量调度，储能从集中式转分布式角色比较重要；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集中式为主，家家户户分布式可能占或以上；户储参与能量调度占比现在、、甚至年增长比较好，三五年后大家换电池，还要看补贴，重点看补贴。欧洲2027年市场展望年欧洲增长确定性看政策；需求一直在，模式在改变，动态定价是趋势；无法预测点是荷兰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、不会掉很多。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。相关企业分析艾罗、禾迈、派能报表非常难看，几家上市公司基本亏钱，出货量很大、营业额很高，但净利润为负。德业：有核心护城河，逆变器技术做得比较好，吃到这一波红利，通过量起来，自身做逆变器再做储能，控制供应链；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；价格战每个行业都会有。宁德时代：头部电芯厂，国内工厂非常多，且所有工厂在国内都没有完成；国内电芯产业链超级饱和。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，到国家电网手上年年赚钱，因为可以灵活调配自身资产。五大发电集团国家电投东北公司不要，考核太严、设备要求高，不如开展其他业务获取收入。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，实际收益率也没有网传的六七成那么高；如能与电网捆绑、收益保底，比如年保证不低于次、进入市场、设备性能好、中标前五可获较好调频收益。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。海外跟踪方向：2026年4月1日退税比例从9%调整为6%、2027年1月1日退税取消催生抢装行情、荷兰2027年净计量政策取消、爱尔兰动态电价、VPP接入政策、补贴力度、头部企业排产、库存/账期、价格战。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？核心结论：储能需求仍处于增长趋势，预计到2030年之前都是增长的，但增速在回落。原来2025年至2026年增长25%，之后逐年递减，到2030年可能还要翻一倍。需求主要以大型储能为主；工商业小储能最近受政策影响有所承压，不少公司转向独立储能、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。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：容量电价站承担成本，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。地方政府出于招商需求希望维持低价电价，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。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。市场原本预判新能源装机增长会拉大峰谷价差，但实际如河北南网今年、兆瓦时的项目单月峰谷价差收益仅元，与前期预估的百万级收入规模差距较大，因此现货套利的不确定性极强。辅助服务中的调峰调频调频是当前多数储能电站的核心盈利点以次调频场景为例，山西、广东的调频市场表现较好：广东调频站约两年即可回本，单月调频收入可达万万，前五个站点单月收益可达余万，但后续站点难以获得同等收益；调频收益还受社会公平规则影响，曾出现厂商维权的情况。当前调频额度前名分配优先级更高，回款速度更快，整体调频收益已回落至百万级规模，但仍可实现四五年回本。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仍存在不确定性，落地进度不及前期预期。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得容量电价资格，仅约20%的备案规模实现落地。目前确定性较强的盈利渠道仍是调频，随着调峰电力市场开启，调峰需求也将在现货市场中完成兑现。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，峰谷价差理应被拉大，但实际如河北南网的表现却与预期相悖，核心原因如下：调节性资源供需情况：电化学储能对于电网而言规模占比极低，当前整体容量并不算多；但在峰谷价差、负电价与行政调控手段关联度较高。以辽宁为例，在迎峰度夏的、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集中在本地，而是流向辽宁，因此辽宁需要向吉林、黑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容量电价与顶峰时长有关，能顶小时获得小时收益；辽宁当时出的国内较高，但与辽宁商务局沟通，辽宁顶峰市场电网给的数据要达到个小时，因为要给其他省供电，这样容量电价除以就很少，储能以峰谷价差也受东北电网历史遗留影响，新能源布局吉林、黑龙江反而更好，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不多，主要集中在负荷较好的省份；电源侧资源丰富的区域表现不佳，西北发电资源多的地区现货价差很小；负荷侧如浙江、广东工业企业密集，价差能稍大一些。二、省份储能建设需求差异从省份看，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节性缺水场景：有水时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。西北主要是风光资源，储能主要用于减少风光弃电，留存一部分电力，但因为外送通道少，弃电率越来越高；同时当地电价便宜，电力收益有限，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，或后续电力市场完全开放后容量电价取消，直接在电力市场做容量补偿。保底收入并不确定，占比也不会很高。当前表现较好的还是广东、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好。总体来看，储能行业内收益率好坏的关键还是看电网，电网属于垄断性质，只要电网认可你的收益就能得到保证，如果不绑定利益，很难获得有效收益。三、储能参与主体收益差异是否要看业主？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？对，社会资本进入储能领域后，如果能和电网形成生产或其他业务捆绑，电网可以提供收益保底，比如年保证不低于次的调度，这种收益可能有保障。另外像广东地区，早期进入的企业，调频设备性能达标、中标排名达到前五名，也能拿到调频收益，这部分收益比较可观。但其他情况并不理想，比如抽水蓄能也是储能的一种，原来五大发电集团如国电投投资的四、容量电价落地核心难点容量电价不被看好，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毛钱，加重了用户电费负担。一、储能电站参与容量电价的核心难点与长期展望价涨毛钱算比较厉害，相当于所有用电户掏份子钱户，也要掏系统运行费，充电成本提高，先交份子钱，然后提供容量保障才能分到这部分钱。地方政府压低电价的诉求：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。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整出力，设备要快速响应，并保证额定容量，比如报小时必须满容量放出少了的话，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消。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。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。但很多省份调节性资源越来越丰富，长期来看不特别看好，比如年、年山东可能除鲁北地区外，多个抽蓄项目投运，存量抽蓄形成竞争，未来容量电价进入电力市场化做容量奖励时，电化学储能与它同台竞争优势并不明显，能不考核太严、设备要求高，不如做常规电价收入。保底的容量收益虽然出了政策，但不好拿，很多省份情况有区别，但多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。另一部分来自电源侧配储需求：市场化自发配储：虽然强制配储政策退出，但仍有自主配储需求。比如光伏场站，电力市场开放后，中午集中发电，光伏不像风电有地区差异，中午电价极低，几分钱度、分钱所以是市场化倒逼的配储。政策引导配储：有些省份虽然国家未要求强制配储，但仍在政策上引导配储，比如风电场配储能，弃电时段用电需求低，配储能可减少弃电率、降低弃电损失，变相引导配储。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：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，有不少政策在、负荷侧项目开发难度大：绿电直连、就地消纳项目数量较多，但负荷侧项目的投资开发评估难度非常高。行业整体形势如负荷能不能维持20年、数据中心用电量能不能保证，难度特别大。但大家都在备案，像去年独立储能情况，都在做前期准备，集中放量估计落地项目不多。如果政策持续、后面有更有利条件，集中放量也要到明年，所以今年下半年看不到特别好的形势。问题9：最新招标的平均储能EPC均价大概在多少？毛钱到块出头的都有。最近评审了一些项目，差异比较大。目前还是以多家或的电芯还没有批量供货。碳酸锂最近在涨价月份也分享过河北收益，但河北峰谷套利