核心逻辑

储能行业近期快速回复，核心的变化点是储能行业的自发需求有明显的回升，核心在于136号文对市场化电价的要求保证了储能项目的盈利能力。6月实施电价新政策以来，储能运营商利润显著超预期，产业快速扩产，出现了当前“找遍全国买不到储能电芯”的高景气情况。

一、回顾历史问题：强制配储

受新能源发电量周期性不稳定的影响（光伏白天时发电多、风电有风时发电多），电网被迫承受发电波动，再叠加新能源发电的谐波问题较大，就有了配置储能设备这一个平滑发电量的弥补方案（早期最常见的是蓄水储能，但这个需要地理条件，后续更多配置的都是电池储能）。自2017年青海省率先要求风电项目强制配储后，多个省份陆陆续续提出强制配储文件，至2020年已有20个省、自治区要求新能源发电项目强制配储。

由于国内各种非本地消化的发电量最终都需要销售给电网，且新能源发的电和其他发电方式发的电没有本质上的区别，在2021年集中式/分布式光伏与路上风电项目均取消中央财政补贴后，各地新能源发电的上网电价均按发电当地燃煤发电基准价执行。在电力交易途径缺乏的背景下，取消补贴导致配储之后的新能源发电成本上行，而发电价又无法转嫁成本，这导致了2个很直观的产业困境：

1) 新规划的发电项目在核算内部收益率（IRR）阶段会发现成本较高，更难满足电企的收益率要求（国内央国企一般最少要求6%，民企受贷款渠道更少的原因整体会更高一点点）；

2) 已投建的发电项目由于需加配储能会导致成本上行，故而选择仅为应付政策而采购储能（而不是为了真的用），使得2022~2024年储能调用率推测仅不足20%（山东省太阳能业协会秘书长张晓斌称2023年山东省储能调用率甚至不到7%）。

这些问题导致国内电源侧储能系统市场化需求有限（主要靠政策强制配储）、价格竞争较大（客户并不追求质量，只是应对政策要求），故而形成了内卷式困局，导致储能系统厂商在国内的盈利能力普遍不佳，储能电池电芯产品在国内的利润水平也明显不及动力电池电芯产品。

二、模式转变：136号文

2021年，国家发改委在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提到鼓励探索建设共享储能，为储能产业的未来发展指引了一个新方向，引导市场自2022年起加速尝试独立储能的商业模式，但受电力系统客户单一的影响，储能运营商基本没有定价权，模式进展较慢。

在进一步聊最近独立共享储能站的进展之前，我们得拆分一下储能市场的现状，摸清储能市场目前的结构。2024年国内新建储能装机规模43.7GW/109.8GWh，同比+103%/136%，至2024年底国内储能装机合计规模约78.4GW/184.2Gwh，同比+127%/148%，2024年单年就完成了存量储能装机的翻倍以上增长。2025年上半年，能源局统计储能新增装机约54GWh，同比+68%，GGII统计国内上半年招标126.3GWh，同比+101%，中标189.8GWh，同比+182%，2025、2026年有望超出此前的预期，延续较高增速。

图1：国内储能新增装机量&增速&原有25、26年预期

数据来源：能源局、长江证券

在2024年新增的装机量中，61%为电网侧储能、32%为发电侧储能、7%为用户侧储能，其中那32%的发电侧储能就是我们在前文中提及强制配储占比最大的部分。而接下来，“136号文”促成了这个格局的变化。从新增装机的角度看，市场目前展望发电侧储能向电网侧储能结构性转化且整体数量上行（独立储能占比快速增加）+用户侧快速增长。

图2：国内2024年储能结构分布

数据来源：能源局、长江证券

2025年2月，国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），简称“136号文”，核心就是要求自6月1日起，新增的新能源上网电量将全面参与市场化交易，加速推进新能源全面入市的进程。至9月已有超22个省市地区发布相关细则，虽然各省细则根据当地实际情况在落地方式上略有不同，但核心重点均体现了136号文“全电量入市+机制电价”的框架。

这个文件最受市场关注的重点主要是2个：

l 全国范围明确禁止强制配储，市场担心这会对发电侧储能（上述24年占比32%）的需求大概率会造成比较大的短期压力，也是为什么2月136号文发布之后储能板块股价却在整个25H1都反应平平的原因；

l 指明未来需要新能源运营商需自主评估配储经济性，但各地政策需要建立帮助达成“全电量入市+机制电价”的市场化交易电价框架，即形成将发电成本转嫁至成交电价的机制，尽量做到让所有发的电都通过电力市场调价后进入电网。

附，为了帮助理解，通过较早发布细则的广东省和山东省为例，简述一下6月1日后新增项目的具体细则：

l 广东省：采用“低价优先+时间优先”排序竞价规则，项目按报价从低到高排序入选名单，最终机制电价按入选项目的最高报价确定，但未设置充足率门槛。例如，A项目报价0.3元/kWh，B项目0.32元/kWh，C项目0.35元/kWh，在A、B入选，C未入选的情况下，机制电价就定在0.32元/kWh（即入选中最高的B项目的报价），有点类似股市里的集合竞价，形成了一种电力市场化定价的初步形态，给能低成本提供电力的公司更高的潜在盈利能力。从模式上看，广东省的这个设计会依赖市场对于电价的自发调节，要求相关企业自身要具备预测电价波动的能力。

l 山东省：与广东有所不同，其细则强调充分竞争，要求6月1日后的增量项目竞价申报充足率不低于125%（即实际申报电量达到计划电量的125%时，才会启动竞价机制，广东则是只要求项目保证90%的机制电量），在此基础上，以最高中标价作为机制电价。这一机制符合山东省新能源发电能力较充沛的现状，通过供需关系倒逼低价竞争，若申报不足125%，则机制电量规模自动缩减，直至满足该比例，这会促使更多项目参与竞争，形成更有效的电价。

三、电价交易背景下新的储能商业模式

在136号文引导下，具有储能能力的商家（尤其是独立储能）具备了2个方向的优势：

l 补贴：目前政策落地期，一些地区推出了容量补偿政策，例如甘肃、内蒙古等地推出容量电价（甘肃330元/KW），保障项目的基础收益；

l 赚差价：其在低价时间发的电，可以通过储能在相对电价更高的位置再销售并送上电网，这个峰谷价差提供了储能项目的超额盈利机会。目前考虑调峰补贴，河北、内蒙古等地有0.3~0.6元/kWh的峰谷价差，在80%杠杆率的情况下可测算出9%的IRR，显著高于6%的常见项目要求；

l 自2021年中央政策指引后就开始尝试的独立储能也有了新的突破口，之前独立储能租赁商业模式基本消失，但现在独立储能可以参与现货市场套利、调频调峰、辅助服务等商业模式，享受上述2条变化带来的利润提升潜力。

图3：电网侧独立储能的商业模式结构

来源：国家发改委、北极星储能网、长江证券

四、储能结构变化&空间预期

目前，受上述政策催化，国内展望储能快速增长，其中2025H1国内独立储能新增装机估算约56GWh，占同期储能新装机总量的45%，是储能新模式下的重点发力方向。

最终，储能的整体规模还是与新能源建设的体量有关，在相对保守的口径下（即不会大规模出现纯粹为了电价套利而投建的储能系统），预期2025、2026年储能行业新增装机量保持30%左右的增长，在商业模式优化的背景下，集中式大光伏站的配套会有明显增长，而更新兴的工商业储能、户储和风电储能的高增则会延续到2028年之后。

表1：国内新能源储能各来源新增装机测算（未考虑其他需求）

数据来源：长江证券、百嘉基金

除国内市场的重大转变外，海外市场最近也有所加速，全球2025年新增储能装机预计达 220~280GWh，同比+35%~50%水平，2030年前的复合增速预估能做到25~30%。

表2：各国新能源储能新增装机测算

数据来源：东吴证券、百嘉基金

不同地区增长的原因略有不同，但整体都是处于电力安全和IDC需求等原因：

l 美国市场的核心动力是关税抢装、IRA税收抵免、AI数据中心配套需求；

l 欧洲市场则出现了工业储能新增装机的快速增长，预计25年工商储增速达到60~80%；

l 其他市场中，新兴市场快速增长，尤其中东、东南亚新增储能装机预计有超过200%的增长。

五、结论与建议

136号文标志着国内储能行业从“政策输血”转向“市场造血”，是行业的重大转变，近期也出现了产业上游龙头企业盈利能力的快速修复预期。在目前阶段，投资方向上推荐：

l 储能电池产品占比高的电池厂商；

l 储能系统厂商中在高增海外市场市占率较高的第二梯队厂商；

l 能参与市场化电价交易的运营企业，包括风电主机龙头企业（他们都运营电站）、电价智能化服务厂商。

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