电新：国内储能涨价传导顺畅，海外大储订单稳中向好

国内储能涨价传导顺畅，海外大储订单稳中向好 华安电新张志邦SAC执业证书号：S0010523120004邮箱：zhangzhibang@hazq.com2025年10月28日 要点总结 Ø需求侧 低ROE市场 •国内：1）量：25年8月国内装机2.84GW/8.19GWh；2）先导指标：招标：25年9月国内储能招标规模为11.7GW/42.6GWh，容量同/环比+161%/-48%。•印度：1）量：8月底，储能系统装机0.5GWh；2）先导指标：招标：独储25年招标43.28GWh，光储项目招标24.10GWh；3）政策：光伏开启强制配储；4）展望：印度全年装机预计超1.7GWh；5）2025-26财年印度要求并网4GW/17GWh的电化学储能项目，且不能有任何拖延。高ROE市场 •量：德国：8月储能装机346MWh，其中户储294MWh，同比-17.7%，环比-21.4%，大储30.4MWh，环比+9.0%，工商业储能21.9MWh。意大利：25Q1储能装 机316MW/636MWh，同比-28%/-30%；英国：25年7月新增批准的储能项目容量为5.04GW/10.49GWh；捷克：截至2024年底，捷克光伏配储能总装机超2GWh，2024年储能新增装机共506MWh；波兰：2024年，波兰户储新增装机258MW/672MWh，超4.6万户家庭已经安装储能电池；美国：25年7月新增并网1456MW/4851MWh，容量同比+130%，环比+29%。•先导指标：欧洲：1）欧洲核心9国8月日前平均批发电价78.3欧元/MWh，环比-12.4%。2）8月欧洲天然气持续补库，天然气价格表现平稳；美国：待实施项 目数量同比增长12%，公共事业级储能系统价格环比下降25%；澳洲：1）市场收益：25Q2国家电力市场储能净收入1.306亿美元，同比+217%；2）渗透率：Q2澳洲瞬时可再生能源渗透率为71.3%；英国：25年计划并网的储能项目容量超17GWh。•展望：欧洲：25年欧洲各国大储集体高增长；美国：全年并网约14-16GW，新兴市场支撑增长潜力；澳洲：可再生新能源渗透率+高收益支撑储能规模上量。 中ROE市场 •量：中东：中东北非地区目前已确定集成商待建设的储能项目32.1GWh；非洲：24年非洲储能装机1.64GWh，同比+945%；智利：截至2025年初，智利已拥有999MW的在运储能容量。•先导指标：中东：即将确定集成商的项目超47GWh，后续项目充足持续支撑需求；非洲：1）刚需：全球变暖影响传统水力发电；2）经济性：全球降息周 期凸显光储项目IRR优势。•展望：光储平价带动中东项目密集落地，中东大力发展长时储能，中国企业有望持续受益；非洲刚需叠加经济性改善，增长动能强劲。 Ø供给侧 •25年9月国内储能招标价格：2/4小时储能系统平均报价0.641/0.464元/Wh，环比+31/+8%；2/4小时储能EPC平均报价为1.062/0.904元/Wh。 Ø风险提示：美国新能源与储能需求下行；行业竞争加剧影响利润率；美国关税政策不确定性。 低ROE市场 中国：9月招标11.7GW/42.6GWh，独立储能成绝对核心 印度：强制配储政策发布，25年储能已招标超43GWh 1.1国内装机：25年1-9月装机量持续高增，全年增速或超预期 Ø装机规模：2024年国内储能装机42.37GW/101.33GWh，同比高增86.7%/107.6%；CESA口径下，2025年1-9月国内储能装机31.77GW/85.11GWh，高基数下同比高增81%/87%。 Ø配储时长逐渐增长，预计2026年配储时长将达到3h。2023年国内新型储能平均配储时长为2.15h，2024年为2.39h，2025年1-9月平均配储时长为2.68h。国内136号文后独立储能兴起，内蒙等地以4h配储为主，经济性驱动下国内储能市场向长时储能发展。 资料来源：CESA，《中国新型储能发展报告2025》，华安证券研究所 1.2国内招标：盈利模式逐步完善，国内储能弱预期反转 Ø根据寻熵研究院的追踪统计，25年9月国内储能招标规模为11.7GW/42.6GWh，容量同/环比+161%/-48%。新能源上网电价市场化改革背景下，随着国家级规划与各省容量政策的托底，国内大储招投标持续超预期。 Ø2025年1-9月国内累计储能招标规模为91.6GW/342.6GWh，已超24年全年招标规模65.6GW/171.3GWh。经历十四五新能源装机快速上量之后，重新出现了弃风弃光、限电与负电价等一系列问题，实际新能源对储能需求远超强制配储要求，储能需求将维持高景气度。 1.3国内装机结构：独立储能项目快速释放，带动储能整体量增 Ø独立储能项目快速释放：根据招标端数据，531后国内独立储能招标实现连续快速增长，剔除集采框采情况下，531节点后月度独立储能采招占比均超85%。 Ø储能盈利模式逐步理顺，独立储能成为主要落地形式。当前市场化套利叠加各省容量补偿以及辅助服务的盈利模式逐步形成，国内独立储能作为独立项目回报率可观。我们预计26年独立储能渗透率有望进一步提升至80%。 资料来源：储能与电力市场，华安证券研究所 1.4国内政策：顶层设计再升级，2027目标180GW，场景+技术+盈利三维共振 Ø9月12日，国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，首次量化2027年装机≥180GW，政策天花板打开+盈利路径清晰。 Ø总量：2027年全国新型储能累计≥180GW，截至24年底，全国累计新型储能装机73.76GW，三年缺口约110GW/300GWh，为国内储能发展奠定信心。 Ø具体政策：1）鼓励新型储能全面参与电力现货市场：当前青海省、辽宁省等多地现货价差达0.55+元/kWh，扩大新型储能收益空间。2）推动完善容量电价机制，建立容量补偿机制：当前内蒙古、新疆、宁夏、河北、广东、山东等多地已推出容量补偿机制吸引新型储能装机建设；3）引导新型储能参与辅助服务市场：通过调峰调频、备用等辅助服务市场进一步增厚新型储能收益。 Ø当前测算下，蒙西、新疆、河北、山东等多地独立储能IRR超8%，后续伴随各省最新承接方案落地，收益增厚下有望进一步扩大新型储能装机需求。 Ø当前测算下，电力现货市场充放电价差≥0.35元/kWh，独立储能IRR即可实现≥8%。后续各地电力市场化交易政策落地，具备独立储能经济性的省份也将越来越多。展望：指引只是保下限，盈利模式完善拉高上限。历次行动方案均超额完成，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》曾提出“2025年新型储能装机规模达到30GW以上”的目标，但截至2024年底，全国新型储能累计装机已达73.76GW，提前并超额完成了原定目标。此次伴随新型储能盈利模式完善，我们预计180GW目标有望大幅超额完成目标。政策天花板打开→订单能见度拉到三年→盈利模型跑通，储能板块PE中枢有望得到修复提升。 1.5国内盈利：各省容量电价密集出台，独立储能盈利模式跑通 Ø当前甘肃模式具备较强参考价值，独立储能整体IRR可达到8%。甘肃现行政策：1）容量电价：率先落地“火储同补”容量电价机制，补贴确定性与现金流稳定性优于放电量补偿模式，执行标准为330元/kW·年，与火电机组同价，执行期2年；2）2025年平均峰谷电价差为270元/MWh；3）辅助服务：补贴上限为300元/MW·日(调峰)和12元/MW(调频)。 1.6电力现货市场：建设进入加速推进期，2025年底实现全覆盖 Ø394号文要求在2025年底前实现电力现货市场全覆盖。截至2025年10月初，全国共有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场及国网省间电力现货市场转入正式运行；陕西、安徽、辽宁等8个省级现货市场及南方区域电力市场已开启连续结算试运行。9月，国家发改委印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（即394号文），要求2025年底前其余省（区、市）现货市场也将陆续转入连续结算试运行，现货市场将基本实现全覆盖。 1.7电力现货市场：电力现货市场或拔高峰谷电价差增厚储能收益 Ø电力市场正式运行或有助于拔高峰谷电价差提高储能收益。2025年以来电力现货市场正式运行5省峰谷价差呈上升趋势，除蒙西降幅14%以外，其他省份现货峰谷价差均拉大，增幅最大的是山西（43%）。据兰木达电力现货测算，2025年H1山西2小时储能总收益最高，其次是蒙西，山西与蒙西均实现电力现货市场正式运行。 Ø全国统一电力现货市场建设将改变储能项目收益模型，驱动IRR提升。我们测算当电力现货交易价差超过0.5元/kWh，4h独立储能在无容量电价补偿情况下IRR可达到7%。 1.8印度储能：政策助力大储快速起量，25年装机量预计1.7GWh Ø25年9月底，印度已投运电池储能系统0.5GWh。另有约1.2 GWh预计在2025年12月前投运。 Ø独立储能招标数据：截至2025年9月，印度独立储能累计招标51个项目，共46GWh，其中25年新增27个项目，共33.75GWh，招标容量是2024年全年招标量的3倍。 Ø光储系统招标数据：截至2025年9月，印度光储系统累计招标15.70GW/24.56GWh，其中2025年招标6.29GW/14.47GWh。 1.8印度储能：政策助力大储快速起量，25年装机量预计1.7GWh 印度独立储能招标项目跟踪 印度25年已投运储能项目 高ROE市场 欧洲储能：户储回暖，需求前瞻指标逐步反应 美国储能：装机新纪录，加州持续引领 澳洲储能：储能维持高收入，25年储能规模有望发力 2.1欧洲电价：欧洲核心9国9月电价环比基本持平 Ø欧洲电价：9月电价环比基本持平。欧洲核心9国9月日前平均批发电价77.61欧元/MWh，环比-1%。西班牙（68.25欧元/MWh，环比-1%）、丹麦（73.14欧元/MWh，环比-1%）、荷兰（75.53欧元/MWh，环比+2%）电价基本不变。 欧洲核心9国电价变动详情Ø欧洲电价采用边际定价模式，天然气价格是电价锚。6-11月为天然气补库窗口期，欧盟通常要求各成员国天然气库存冬季前应达到90%满库。补库周期叠加夏季用电高峰，电价或刺激户储装机量攀升。 2.2欧洲天然气：补库周期开始，库存仍低于去年同期 Ø欧洲天然气库存9月平均库存80.7%，同比减少12.7Pct，天然气库存逐步修复，环比提升7.1Pct。25年初欧洲经历无风寒潮，天然气库存消耗严重，最低库存为35%（24年库存最低为60%），欧盟强制性要求11月前必须补库至90%。25年补气缺口大，叠加欧洲对俄罗斯天然气依赖度的进一步下降，美国LNG缺乏弹性，欧洲天然气价格或具备良好弹性。 欧洲天然气库存情况月度跟踪Ø9月欧洲天然气价格整体稳定。TTF天然气期货价格10月1日报价32.220欧元/MWh，9月1日报价31.411欧元/MWh，环比上涨2.51%。TTF天然气期货价格变动 2.3德国储能：户储需求稳定，需求前瞻指标逐步反应 Ø整体：2025年9月德国储能装机378MWh，同比-19.5%。其中户储294MWh，同比-0.79%，环比+9.25%，大储28.7MWh，环比-5.59%，工商业储能21.8MWh。 Ø大储：2025年9月德国大储装机量28.7MWh，受项目制影响，月度波动较大。德国大储仍在起步阶段，电力系统调节需求增加，德国大储25年有望维持高增长。 资料来源：ISEA，华安证券研究所 2.3德国储能：户储需求稳定，需求前瞻指标逐步反应 ØBAFA申请量：25年9月申请量为8849个，环比+1.96%。住宅建筑能源补贴用户需要先申请再下单安装，为户储先导指标，影响渠道商/安装商备货决策。 Ø【值得注意的是】受财政压力影响，24年8月7日起，补贴申请只能报销咨询费用的50%，削减前报销比例为80%，故24年8月迎来最后抢装潮后，