储能月度数据报告：内需高峰前置，外需增长动能延续

内需高峰前置，外需增长动能延续 ——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年上半年，国内新型储能新增装机达到21.9GW/55.2GWh，容量规模同比增长76.6%。受136号文带来的需求前置影响，6月单月新增装机规模仅为4.1GW/10.3GWh，同比下降19.3%。6月，储能中标规模继续保持高速增长，储能系统及EPC合计中标规模达到4.6GW/23.5GWh，同比增长128%。结合国内光伏超预期增长、中标量级高增以及政策落地节奏的滞后性，将全年新增装机总量上调至110.8GWh，同比小幅增长3%。从装机节奏来看，需求前置现象已较为明显，下半年装机规模预计将同比有所下滑，年末节点装机仍有望贡献较大增量。预计7月及8月新增装机分别为7.8及6.6GWh，同比分别为-34%与-19%。 5月美国储能（≥1MW）新增并网1555.1MW，同比+44%，规划完成率57%。预计全年新增装机15.8GW/49.8GWh，同比+34%。其中7-8月预计新增装机（≥1MW）合计1.9GW/6.1GWh，同比+13%。 欧洲大储装机向上，户储装机延续弱势，总需求表现良好。6月，德国新增装机243MW/456MWh，同环比-7%/+12%。大储迎来爆发，同环比+392%/+201%。工商储同环比-9%/+7%。户储延续弱势，同环比-28%/-9%。英国Q2新增装机414MW/820MWh，同比+141%。意大利Q1新增装机105MW/637MWh，同比-57.8%。 新兴国家投运速度偏缓，规划规模延续高增。截至6月，智利已规划的储能项目总装机容量达28274MW，较年初大幅增加。澳大利亚储能市场建设进展加快，Q1达成财务承诺的储能系统规模大幅提升至5016MWh，同比增长逾200%。印度强制配储政策带来增量，部分大型项目招标配储比例已提升至50%/4h。 6月储能电池出口回升，出口总量达8.5GWh，同环比+35.2%/+54.7%，逆变器出口有所下降，总量512.9万个，同环比-12.4%/-13.1%。日内瓦协定生效后，出口窗口重新打开，对美锂电池出口8.6万吨，同环比+53.9%/+79.9%。对欧洲主要市场逆变器出口31.4万个，同环比-10.1%/-31.9%。，1–6月我国对欧洲出口逆变器共计189.5万个，同比增长超过40%，欧洲储能需求较为旺盛。 国内储能价格小幅回升，海外持稳。6月2小时储能系统中标均价0.64元/Wh，环比上涨16.6%；4小时储能系统均价为0.432元/Wh，环比下降9.6%。近两个月，海外储能系统价格整体保持平稳。美国储能系统离岸价格为0.835元/Wh，欧洲及澳大利亚为0.755元/Wh，智利、南非及中东地区为0.59元/Wh。 6–7月储能相关政策密集出台，重点聚焦于电力市场机制与储能补贴等领域。其中有九项重要政策值得关注，主要体现在以下两方面：一是独立储能市场化进程持续加快，多地相继发布入市交易规则；二是甘肃、辽宁等地陆续出台独立储能容量补贴机制，有望提升项目盈利的稳定性。 目录 1.国内市场：新增装机高峰前置，中标规模维持高位..................................................................................................................31.1国内储能新增装机：6月需求前置，531抢装带动H1装机高增..............................................................................31.2国内储能未来装机：中标规模维持高增，全年装机预计小幅增长...........................................................................32.海外市场：新兴国家规划延续增加，欧美市场表现优异.........................................................................................................52.1美国储能装机情况：完成率如期改善，装机预期维持高位.........................................................................................52.2欧洲储能装机情况：大储装机向上，户储装机延续弱势.............................................................................................62.3新兴国家装机情况：投运速度偏缓，规划规模延续高增.............................................................................................72.4储能电池与逆变器出口跟踪：出口回暖，海外需求稳中向好....................................................................................93.储能行业价格跟踪：国内储能系统中标价格回升，海外价格持稳......................................................................................93.1国内储能相关价格：电芯持稳运行，终端中标价回升..................................................................................................93.2海外储能相关价格：储能系统价格持平，欧洲居民电价平稳运行.........................................................................114.政策跟踪：独立储能入市加速，容量补贴呼之欲出................................................................................................................12 （正文） 1.国内市场：新增装机高峰前置，中标规模维持高位 1.1国内储能新增装机：6月需求前置，531抢装带动H1装机高增 根据CESA统计，2025年上半年，国内新型储能新增装机达到21.9GW/55.2GWh，容量规模同比增长76.6%。受136号文中关于增量与存量机组机制电价差异化政策影响，新能源电站出现531抢装潮，带动储能同步抢装，使得原本集中于年中的并网高峰被提前至6月以前。受此影响，6月单月新增装机规模仅为4.1GW/10.3GWh，同比下降19.3%。尽管6月数据同环比回落，但整体来看，上半年新增装机规模依然表现亮眼。 从应用场景来看，电网侧储能依然占据主导地位，新增装机容量达14.2GW/32.9GWh，占比60%；电源侧新增装机5.8GW/17.8GWh，占比32%；用户侧新增装机1.8GW/4.5GWh，占比8%。从技术路线看，磷酸铁锂依旧为主流，行业多元化发展趋势延续。上半年磷酸铁锂储能新增装机达20.6GW/48.5GWh，占比88%。固态与半固态电池加速落地，新增装机112MW/222MWh。非锂电技术方面，热储能、液流电池及压缩空气储能均有加快落地迹象。其中，熔盐储热新增装机3146MWh，占比5.7%；液流电池新增装机1435MWh，占比2.8%；压缩空气储能新增装机1640MWh，占比3%。从充放电时长来看，2小时储能仍为主流，长时储能逐步渗透。在已披露时长信息的项目中，2小时储能新增装机31.6GWh，占比57.8%；4小时及以上储能新增装机20.9GWh，占比38.3%；其中8小时及以上长时储能新增装机3751.7MWh，占比6.9%。 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：中标规模维持高增，全年装机预计小幅增长 2025年6月，储能中标规模继续保持高速增长，储能系统及EPC合计中标规模达到4.6GW/23.5GWh，容量同比增长128%。从项目类型来看，独立储能项目占比进一步提升，达到88%；用户侧项目占比约10%。随着新能源强制配储政策的逐步退出，可再生能源配储项目占比降至仅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 整体来看，国内储能市场依然保持较高景气度，预计2025年全年新增装机总量将达到110.8GWh，同比2024年小幅增长3%。取消强制配储政策并未导致储能招标出现“断崖式”下滑。在政策发布后的3–6月，全国储能中标规模合计达32.8GW/101GWh，同比大幅增长111%，储能业主装机热情依旧高涨。此外，各地政策落地节奏存在一定滞后，部分省份虽已出台136号文省级实施细则，但正式执行时间尚未明确。随着配储政策取消，储能项目结构正在发生调整。部分原规划为电源侧配储的项目，正逐步转型为独立储能，后续中标项目中独立储能占比有望持续提升。独立储能多采用2小时标准配置，相较此前电源侧2-4小时充放电时长有所下降，预计2025年表前储能平均充放电时长将降至2.3小时。综合政策变动、中标规模及装机结构等因素，2025年表前储能新增装机规模预期调整为44GW/100GWh，功率规模同比增长13.1%，容量规模同比小幅增长1.4%。 表后储能方面，受分时电价政策调整影响，整体增速或不及此前预期。以工商业储能大省江苏为例，尽管最新政策扩大了峰谷电价浮动比例，但仅针对用户侧供电电价调整，输配电价不参与浮动，导致在电价基数下降背景下，实际峰谷价差反而缩小。同时，新政将全天时段简化为单一高峰，平谷时段价差较小，原有“两充两放”盈利模式被迫转为“一充一放”，储能套利收益显著压缩。值得注意的是，江苏并非个例，江西、贵州等省份亦陆续跟进，表明工商业分时电价机制调整或已成为全国趋势。预计2025年表后储能新增装机规模约为4.7GW/10GWh，同比增长27%。 从装机节奏来看，需求前置现象已较为明显，下半年，尤其是四季度，装机规模预计将同比有所下滑。但年末节点装机仍有望贡献较大增量，尽管与去年“抢装”高峰相比较逊色。总体来看，全年具体装机节奏预期如下表所示： 2.海外市场：新兴国家规划延续增加，欧美市场表现优异 2.1美国储能装机情况：完成率如期改善，装机预期维持高位 5月美国储能（大于1MW）新增并网1555.1MW，同比增长44%，项目规划完成率57%，相较4月下降约14%，不过依然处于较高水平，符合预期。当前，美国储能市场景气度持续向上。预计全年新增装机15.8GW/49.8GWh，同比增长34%。其中表前大储新增装机13.7GW/44.5GWh，同比增长32%，工商业储能新增装机0.3GW/0.9GWh，同比增长143%，户用储能新增装机1.9GW/4.5GWh，同比增长47%。从EIA公布的规划数据来看，美国市场并未受到如IRA补贴调整等不利因素的影响。规划规模未现下调，反而较年初实现小幅增长。与此同时，规划完成率将逐步改善的判断正逐步兑现。除12月项目外，大部分储能项目当前已处于“已建成待投运”或“正在建设中”阶段，整体推进节奏明显快于去年。若当前进度持续维