2025 年，国内储能行业迎来历史性转折点。随着 136 号文明确取消 " 强制配储 " 要求，独立储能在容量电价补贴机制与电力市场化改革的双重推动下正式 " 登台 "，叠加全球储能需求持续高增，行业从 " 政策强推 " 转向 " 市场化盈利 "，进入高质量爆发期。

一、政策重塑行业逻辑：独立储能成主流，容量电价筑牢盈利基石

国内储能政策已完成从 " 强制配储 " 到 " 独立储能 " 的关键转型，地方容量电价密集落地与电力市场化改革，共同构建起可持续的盈利模型，为行业发展扫清核心障碍。

1. 政策三阶段演进：从行政命令到市场化驱动

➢ 第一阶段（20172025 年初）：强制配储效率低下。2017 年青海率先提出新能源项目按 10% 装机配储，后续 20 余省区跟进，普遍要求 1520% 功率配比、2 小时时长（部分达 30%）。但行政命令下，储能由新能源电站被动承担成本，2023 年配储平均利用率仅 17%，" 建而不用 " 问题突出，多数项目难以覆盖成本。

➢ 第二阶段（2025 年 2 月至今）：独立储能正式主导。2025 年 2 月，136 号文明确 " 不得将配储作为新能源项目核准、并网前置条件 "，内蒙古、甘肃、河北等省份率先试点容量电价补偿，通过 " 容量租赁 " 或 " 放电补贴 " 给予独立储能稳定现金流。截至 2025 年 8 月，独立储能在国内储能招标中的占比已超 90%，累计装机达 127GWh。

➢ 第三阶段（未来）：市场化机制全面成熟。2025 年 9 月《新型储能规模化建设专项行动方案（20252027 年）》提出，2027 年新型储能装机需达 1.8 亿千瓦，带动直接投资 2500 亿元，市场机制、商业模式与标准体系将基本健全。

2. 地方容量电价落地：补贴力度分化，内蒙成标杆

地方政府密集出台的容量电价政策，为独立储能提供了 " 保底收益 "，不同省份补贴模式与经济性差异显著：

➢ 内蒙古：补贴力度全国第一。对 2025 年 6 月 30 日前开工项目给予 0.35 元 /kWh 放电补偿，补贴周期 10 年，叠加蒙西现货 0.27 元 /Wh 充放电价差，项目 IRR 可达 1020%，居全国首位。2025 年上半年新开工储能项目超 50GWh，下半年装机有望爆发。

➢ 甘肃：" 火储同补 " 首创者。执行 330 元 /kW · 年容量电价（与煤电机组同价），配套现货市场 0.24 元 /kWh 平均峰谷价差，项目 IRR 约 912%，2025 年底目标新型储能装机超 6GW，2030 年达 10GW。

➢ 河北、宁夏、新疆：梯度补贴跟进。河北执行 100 元 /kW · 年容量电价，要求全年调用次数不低于 330 次，IRR68%；宁夏 2026 年容量电价将从 100 元 /kW · 年上调至 165 元 /kW · 年；新疆补贴逐年递减（2025 年 0.128 元 /kWh），若政策延续，IRR 仍维持 68%。

3. 电力市场化与绿电直连：打开增量收益空间

电力现货市场的扩容为独立储能提供了多元化收益来源。截至 2025 年 3 月，29 个省级电网区域已开展现货市场试运行或正式运行，若现货价差超 0.5 元 /kWh，独立储能在无容量补贴情况下 IRR 仍可达 6%+。此外，绿电直连模式对储能要求显著提升——根据 650 号文，绿电直连项目需满足 " 自发自用电量占比≥ 60%、绿电占负荷≥ 30%"，储能功率配比普遍达 25% 以上、时长 4 小时以上，需求较传统集中式新能源项目翻倍，如内蒙古阿拉善跨省绿电直连项目（300 万千瓦新能源直供宁夏铝业），进一步拉动区域储能需求。

二、需求端持续超预期：装机上修 + 算力增量，区域分化明确

2025 年以来，即便强制配储取消，国内储能需求仍保持强劲增长，叠加 " 东数西算 " 催生的算力储能增量，行业增长持续性远超预期。

1. 短期高增确定性强，长期空间广阔

从数据看，需求景气度已贯穿 2025 年全年：18 月国内新型储能装机 75.9GWh，同比增长 42%；同期储能 EPC 招标 116GWh，同比增约 40%，且近两个月单月招标均超 20GWh。东吴证券上调预测，2025 年国内储能装机将达 149GWh（同比 +35%），2026 年 194GWh（同比 +30%），2030 年有望达 340GWh。

从长期空间看，截至 2025 年上半年，国内光伏累计装机超 1100GW，而储能仅 95GW，且存量以配储为主；若按 2030 年光伏累计装机 2500GW、20% 功率配比、3 小时时长测算，对应储能累计需求达 1500GWh，较当前仍有 15 倍增长空间。

2. 区域格局：新疆内蒙成主力，多省份 2026 年发力

➢核心主力省份：20252026 年新疆、内蒙古将贡献 70GWh 储能装机，占全国 4050%。其中新疆 2024 年储能并网 20GWh（全国第一），2025 年上半年并网 7GWh，已开工及采招项目超 73GWh；内蒙古受益于高额补贴，新开工项目超 50GWh，下半年并网将大幅放量。

➢ 政策落地省份：河北、甘肃、山东等已出台容量电价的省份，平均贡献 1020GWh 装机；河北 2025 年上半年并网 6.1GWh，且已下发 6.4GW 独立储能项目指标，20252026 年竞争容量达 16GW。

➢ 潜在增量省份：青海、浙江、江苏等光伏装机大省（截至 2025 年上半年累计光伏装机分别达 54GW、59GW、84GW），2026 年有望各释放 10GWh+ 储能需求。

3. 算力储能：新增长引擎，2030 年需求占比 1/3

" 东数西算 " 战略下，新疆、内蒙古等西部地区凭借低电价与丰富绿电资源，成为全国算力新高地，数据中心对电力稳定性要求提升，储能从 " 可选 " 变为 " 刚需 "。若 2030 年国内新增算力 5GW，按 75% 绿电供应、40% 储能功率配比、8 小时时长测算，对应储能需求达 120GWh，占当年总需求的 1/3，成为行业长期增长的核心增量之一。

三、产业链供需错配：电芯紧缺至 2026 年中，龙头与一体化厂商受益

需求爆发下，储能产业链呈现 " 供不应求 " 格局，电芯紧缺将持续至 2026 年下半年，同时独立储能对质量的高要求推动行业集中度提升，龙头与一体化厂商显著受益。

1. 储能电芯：紧缺持续，价格与盈利改善

全球储能电池需求快速增长，2025 年预计达 521GWh（同比 +60%），2026 年 710GWh（同比 +36%）；但产能释放有限，2025 年全球储能电芯产能约 607GWh，利用率高达 86%，一二线厂商持续满产，紧缺格局将延续至 2026 年下半年。

价格端已显现底部抬升趋势：2025 年 7 月以来，磷酸铁锂储能电芯价格从 0.25 元 /Wh 升至 0.270.28 元 /Wh，其中 1 分反映碳酸锂成本上涨，其余为超跌反弹，且低价订单价格已进一步上涨 13 分 /Wh。盈利端，龙头优势显著——宁德时代储能电芯毛利率维持 26%，单 Wh 毛利 0.13 元；二线厂商（亿纬锂能、中创新航等）毛利率约 12%，单 Wh 毛利 0.030.04 元，随价格上涨，行业盈利水平将进一步改善。

2. 竞争格局：质量驱动集中，一体化与运营模式成关键

独立储能对电芯寿命、稳定性要求大幅提升（需覆盖 1015 年生命周期，循环寿命 1 万次以上），龙头产品优势凸显：采用龙头电芯的储能电站，年稳定运行天数高 20%，对应 IRR 高 30%+。这推动行业集中度向龙头收敛—— 2025 年全球储能电芯 CR3 超 50%（宁德时代市占率 30%），海外市场 CR3 近 60%，国内格局正加速向海外靠拢。

系统端，具备 " 电芯 PCSEMS 一体化设计 " 与 " 代建代运营 " 能力的厂商更具竞争力。如特斯拉通过自研 PCS、BMS、EMS 系统，推出 Powerhub 能源管理平台与 Autobidder 交易算法，实现储能电站全生命周期收益率提升；国内海博思创采用 " 参股 15% 绑定运维 + 远程交易 + 现场服务 " 模式，2025 年运维收入预计破 1 亿元，远期潜力达 2040 亿元。对比传统 " 单独卖设备 " 模式，" 设备 + 运营 " 模式可使厂商单 Wh 利润从 0.02 元提升至 0.03 元，盈利弹性显著。

总的来看，2025 年是国内储能行业 " 破旧立新 " 的关键年——强制配储退出倒逼行业转向市场化，独立储能在容量电价与电力改革支撑下实现盈利闭环，叠加全球需求高增与算力增量，行业已进入 " 高质量需求爆发 + 产业链紧缺 " 的共振期。未来 2-3 年，电芯紧缺与格局集中将持续利好龙头，而商业模式创新则为系统厂商打开第二增长曲线，储能行业高景气度有望贯穿至 2026 年以后，成为新能源领域最具确定性的赛道之一。

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