储能月度数据报告：内需仍有支撑，年中抢装或提前

内需仍有支撑，年中抢装或提前 ——储能月度数据报告 邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com 报告导读： 2025年1月，我国新型储能新增装机规模达2.87GW/8.23GWh，容量同比增长22.8%。1月储能中标规模创历史新高，储能系统及EPC规模达7.71GW/60.69GWh。配储政策的取消在中期或对储能需求形成利空，但短期内装机仍具备支撑。一方面，存量中标项目体量较大，业主违约概率相对较低。另一方面，地方政策尚未出炉，现行政策依旧需要配储。综合考虑，维持2025年新增装机45.7GW/121.4GWh的预期。从装机节奏来看，往年半年度抢装潮有望提前。新能源项目“531”抢装推动光储项目的增量提前释放。受时间限制，集中式电站大规模抢装难以实现，预计以分布式项目为主。鉴于分布式项目目前尚无强制配储要求，储能抢装力度预计不及光伏。 海外方面，2024年12月美国储能市场（大于1MW）新增并网2146.4MW，同比增速回升至58%，年末抢装效应依旧明显。全年累计装机10709.6MW，同比增长61%，但完成率依旧偏低，并网延期现象扰动仍在。特朗普政府暂停IRA补贴对储能边际影响较为有限，储能项目规划规模未见明显下滑，2025年规划规模19136.8MW，全年预计新增装机48.2GWh，同比增速31%。 欧洲大储高歌猛进，户储需求仍旧偏弱。1月德国储能新增装机198.5MW/311.2MWh，同比下降39%，2024Q4英国大储新增装机达812MWh，创单季历史新高，意大利2024Q3新增装机546MW/1734MWh，同比大增136.6%。新兴国家储能项目加速落地，其中智利至项目储备总量提升至23266MW，澳大利亚Q4达成财务承诺的储能系统1936MWh，在建项目2475MWh，中东与亚非拉等地区亦有大型项目落地。 出口市场表现强劲。2025年1月，储能电池出口大幅增长，总量达6.3GWh，同比增长超3000%，环比增长28.8%。2024年12月，逆变器出口回暖，总量420.7万个，同比增长20.3%，环比增长4.2%。 国内储能中标价格在连续3个月回暖后再度走弱。1月2小时储能系统平均报价0.613元/Wh，环比下降12%，4小时储能系统平均报价0.472元/Wh，环比下降2.1%。2小时储能EPC平均报价1.115元/Wh，环比下降5.5%，4小时储能EPC平均报价1.115元/Wh，环比下降11.5%。 储能收益方面，国内表前大储与工商储收益均有所下降。大储套利收益下滑或受春节假期影响，现货市场绝对价格较低；工商储收益下滑主要受峰谷价差收窄影响。欧洲户储收益随民用电价小幅回升，英国大储收益大幅上升。 目录 1.国内市场：强制配储取消扰动需求，关注后续政策落地情况................................................................................................31.1国内储能新增装机：多个大型项目投运，开年延续稳增长.........................................................................................31.2国内储能未来装机：大型集采项目相继落地，支撑2025年新增规模...................................................................32.海外市场：大储需求多点开花，户储回暖仍需等待..................................................................................................................52.1美国储能装机情况：年末抢装效应显著，规划项目规模未见下滑...........................................................................52.2欧洲储能装机情况：大储高歌猛进，户储静待修复......................................................................................................62.3新兴国家装机情况：重点国家项目规划规模延续增加..................................................................................................72.4储能电池与逆变器出口跟踪：海外储能需求旺盛带动出口维持高位......................................................................83.储能行业价格跟踪：储能系统中标价格再度回落，海外电价温和回升.............................................................................93.1国内储能相关价格：电芯价格持稳，储能终端价格由涨转跌....................................................................................93.2海外储能相关价格：欧洲居民电价温和回升，美国大储成本延续下行...............................................................114.储能收益跟踪：国内收益小幅下降，海外大储收益延续增长..............................................................................................124.1国内储能收益测算：表前大储与工商储收益均下降....................................................................................................124.2欧洲户储收益测算：电价上行带动预期收益回升，户储渗透率或小幅上升......................................................134.3海外大储收益：英国大储收益延续增加，盈利驱动显著...........................................................................................145.政策跟踪：储能调节作用再获顶层强调，对应激励机制加速建立....................................................................................14 （正文） 1.国内市场：强制配储取消扰动需求，关注后续政策落地情况 1.1国内储能新增装机：多个大型项目投运，开年延续稳增长 根据CESA统计，2025年1月，我国新型储能新增装机规模达2.87GW/8.23GWh，容量同比增长22.8%。从历史数据来看，若前一年年底出现明显的抢装效应，次年年初的大储新增装机通常仍能保持较高水平，或因部分来不及并网的项目延迟至次年并网。 从应用场景来看，电网侧继续占据主导地位，新增容量占比达61%，装机规模为1.52GW/5.03GWh，多个大型项目的充放电时长达到4小时。电源侧新增装机1.29GW/3.09GWh，占比38%；用户侧储能新增装机仅为58MW/120.6MWh，占比1%。 分地区来看，华北地区新增装机3462MWh，占比42%，位居全国首位。华中地区新增1825MWh，占比22%。华东和西北地区的新增装机规模均超过1GWh，分别为1334MWh和1040MWh。此外，西南地区新增装机329.51MWh，主要集中于电源侧项目。 资料来源：CESA，国泰君安期货研究 资料来源：CESA，CNESA，国泰君安期货研究 1.2国内储能未来装机：大型集采项目相继落地，支撑2025年新增规模 2025年1月，储能中标规模创历史新高，储能系统及EPC规模达7.71GW/60.69GWh，电芯中标规模达1GWh。从项目形式来看，集中采购（集采）仍是主要模式。2024年底，大型采招项目陆续落地，推动集采总规模攀升至45GWh，占总中标规模的74%。其次，独立储能项目占比21%，配储项目占比3%，用户侧储能项目占比2%。 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 国家发改委、能源局发布的《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》明确“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”。国内储能需求主要依赖政策强制配储要求，根据储能与电力市场数据统计显示，2024年，全国新增并网的储能项目中，电源侧新能源配储的规模占比达到了38%，电网侧独立储能占比54%，配储带来的容量租赁是其主要收益之一。综合来看，配储需求占全年总装机量的74.6%。 配储政策的取消在中期或对储能需求形成利空，但短期内装机仍具备支撑。一方面，2024年至2025年1月招投标市场表现活跃。2024年7月至2025年1月，累计中标规模已达169GWh，为2025年装机提供有力支撑。根据五大六小等发电集团的反馈，中标项目毁约的概率和程度预计有限。此外，配储政策取消后，部分配储项目或将转为独立储能项目，总装机量受负面影响或较为有限。 另一方面，后续仍需关注地方政策的具体落地情况。政策文件明确要求地方政策需于2025年底前出台，但实施时间和方式仍需依据地方政策决定。值得注意的是，在136号文发布后，贵州出台了《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》，其中仍涉及风光项目的强制配储要求，表明部分地区在政策衔接上仍存在较大的不确定性，目前风光建设依旧按照省内政策执行，即需要配置储能。 综合考虑中标项目的规模及政策落地的时间间隔，当前暂不调整国内储能需求预测，维持2025年新增装机45.7GW/121.4GWh的预期。其中，表前项目预计装机110GWh，表后项目11.45GWh。 从装机节奏来看，往年半年度抢装潮有望提前。由于增量项目与存量项目的上网机制及电价存在明显差异，新能源项目可能出现“531”抢装，推动光储项目的增量提前释放。然而，受时间限制，集中式电站大规模抢装难以实现，预计以分布式项目为主。鉴于分布式项目目前尚无强制配储要求，整体抢装力度或有限，6月仍将是上半年装机高点。综合考虑各因素，月度装机节奏预计如下表所示： 2.海外市场：大储需求多点开花，户储回暖仍需等待 2.1美国储能装机情况：年末抢装效应显著，规划项目规模未见下滑 2024年12月美国储能市场（大于1MW）新增并网2146.4MW，同比增速回升至58%，环比增加322%，抢装效应依旧明显。2024年累计装机10709.6MW，同比增长61%。虽然2024年美国储能市场整体增速较高，但完成率依旧偏低，并网延期现象扰动仍在。 当下来看，特朗普政府暂停IRA补贴对储能边际影响较为有限。从项目规划规模上看，美国储能市场后续需求依然较为旺盛，2025年规划规模19136.8MW，预计2025年完成率相较2024年边际小幅改善，全年预计新增装机15.6GW/48.2GWh，同比增速31%。 资料来源：EIA，国泰君安期货研究 资料