观点重申

在电力钟声系列2中，我们讨论了全球能源转型进展，中美欧均面临新能源消纳难题，但储能的发展规模距离高比例消纳需求仍有数量级差距。同时，我们以独立储能电站为例，拆解LCOS模型，找出了影响储能经济性的三大核心变量：锂价、年循环次数（对应电力现货市场）、电池日历寿命。通过对电力市场和电池技术的研判，我们认为储能经济性拐点即将到来，届时储能有望从强配驱动转为经济性驱动，产业规模有望复刻2018-2023年光伏装机指数级增长且连年超预期的历程。

装机、招标数据持续验证

根据CNESA数据，2024年中国新增投运新型储能装机为43.7GW/109.8GWh，同比增长103%/136%。部分市场观点认为，2024年中国储能装机翻倍增长达到百GWh数量级后，由于2024年基数较高、部分省份提前完成十四五目标、136号文提及取消强制配储等因素，2025年中国储能装机增速可能大幅下滑甚至负增长。

与市场观点不同，我们认为：1）电力系统对储能的需求远不止百GWh量级；2）136号文推动新能源入市有望拉大峰谷价差，增加独立储能经济性；3）取消强配是电力市场成熟后的必然结果，意味着储能经济性达到可脱离政策扶持，类似当年风光的平价，不应理解为利空。

2025年以来的月度装机及招标数据也在持续验证我们的观点，2025年1-6月中国储能累计并网/招标42.4gwh/176.6gwh，同比增长166%/281%。综上，我们认为储能产业指数级增长才刚刚开始，可以对25年中国以及全球储能新增装机预期更乐观一点。

缕清中长期需求的重要性

为什么我们认为可以对储能未来的预期更乐观？除了短期数据的持续验证，我们的依据更多来自对中长期需求峰值及产业生命周期位置的判断。在电力钟声系列2的末尾，我们对储能产业规模的天花板进行了简略探讨。本篇报告，我们避免简单线性外推，而是从中长期视角去分析储能的需求，测算全球储能装机可能的峰值，从而对产业所处生命周期的位置有更准确的判断。同时，储能是典型的成长性行业，从绝对估值角度看，决定一个成长行业估值的重要因素除了短期增速，还包括增速的持续时间，两者共同决定了行业稳定期的高度，这也是为什么天花板对于成长行业的估值如此重要。

储能最重要的任务是解决光伏消纳

想要实现2060年碳中和，中国风光发电量占比需要超过60%，储能承担的任务是解决新能源波动性、间歇性问题，由于光伏出力的日内波动大于风电，光伏对系统日内调峰资源的需求更高，储能和光伏是天然的共生关系。2024年中国光伏发电量占比已经达到8.3%，部分省份如青海、宁夏、甘肃分别达到了27.8%/12.2%/11.5%，现阶段储能最重要的任务是解决光伏的日内消纳问题，储能需求和光伏渗透率成正比。

当前光伏消纳问题可能比表面数据更严重

新能源弃电可大致分为两种情况：一种是系统性弃电，指由于电网输送能力不足、系统安全约束等物理技术限制导致的弃电；另一种是经济性弃电，指在电力市场机制下，基于经济考量，调度机构或发电商在特定情况，如负电价时段，主动选择减少出力，避免经济损失。

新能源大规模入市后，全国新能源消纳监测预警中心定期披露的新能源发电利用率数据仅考虑了系统原因受限电量的情况。过去几年中国光伏行业经历了“大干快上”的建设热潮，光伏消纳不仅存在电网阻塞的问题，还存在午间光伏高发时段电力远远供大于求的问题，而“真实”的新能源消纳状况可能比表面的数据更严重，我们需要找到另外的跟踪指标。

现货市场电价更能反映光伏消纳情况

电力现货市场最重要的作用是“发现价格”，通过不同时间点的真实供需情况，形成真正的分时电价，形成峰谷价差，并为中长期交易提供价格风向标。在现货市场中，通常光伏高发时段，电力供给宽松，对应的电价也较低。2025年以来中午时段现货市场“负电价”成为常态，多个现货省份光伏月均结算电价连续低于0.1元/kwh，我们认为现货电价更能反映目前光伏的“真实”消纳情况。光伏消纳问题严峻，说明整个电力系统对储能需求非常迫切，电力市场、电价补贴等一系列政策机制加速向储能倾斜，这是储能快速发展的前提条件之一。

储能度电成本不断下降，市场将成为指挥棒

首先存在光伏消纳困难的问题，电力系统需要储能，下一步需要思考储能度电成本对于下游电力用户来说是否可负担，大规模建设储能对全社会用电成本的影响是正面还是负面。如果储能成本不可负担，那么经济性弃电以及减缓光伏装机可能是更优选择，电力现货市场峰谷价差是重要衡量标准。根据我们测算，目前4H独立储能电站的度电成本在0.35-0.60元区间，对比2025年5月部分省份0.5元左右的现货市场峰谷价差，结合部分省份已经执行的储能容量电价收益，目前部分省份独立储能项目已经初步具备经济性，且可预见的是随着未来更多新能源入市，峰谷价差拉大后，收益有望逐年增加。当前电能量市场、辅助服务市场、电容量市场政策机制持续推进，在保证系统安全基础上，最终电力市场有望成为指挥棒，建不建储能、建多少储能，将由市场说了算。

能源转型

新能源的逻辑基点是应对气候危机，近200年，受人类工业化带来的碳排放影响，地球表面温度陡峭上升，导致极端气候灾害频率和强度增加，2024年全球升温幅度较工业化前平均水平高出1.55℃。积极应对气候变化，推动能源转型降低全球碳排放，扭转地球升温趋势，已经成为科学界、政治界的共识。

双碳目标

2015年联合国195个成员国在巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会上达成协议，设定了本世纪全球平均气温较工业化前上涨幅度控制在2℃以内，并努力控制在1.5℃以内的目标。《巴黎协定》具有法律约束力，要求各国以5年为一个周期发布其国家自主贡献（NDCs），旨在通过“棘轮机制”推动各国逐步升级承诺，以期在2050年实现净零排放的目标。

中国2015年第一轮NDC为“目标2030年左右实现碳达峰”，2020年第二轮NDC则升级为“目标2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”。2025年进入第三轮目标更新周期，美国、日本等国家已经升级了最新的目标，而中国预计于联合国气候变化贝伦大会前，宣布覆盖全经济范围、包括所有温室气体的2035年国家自主贡献目标。

风光中长期需求

各国根据NDCs目标制定能源转型政策和实施计划，实现能源转型需要电力系统低碳化，通过大规模建设光伏、风电等清洁电源替代煤电、气电等高碳排的传统化石能源。

近年来众多专家智库团队进行了中国电力系统碳中和转型路径测算，通过对宏观经济、能源系统优化、电力调度、碳核算、地理空间等多模型耦合，实现对中远期电源结构的预测。例如，中国能源研究会预测，在“双碳”目标约束下，2030/2045/2060年中国风光发电量占比需要达到22.5%/43.4%/62.0%。

从全球来看，国际能源署（IEA）同样采用“多模型耦合 情景分析”框架，对未来全球能源转型之路作出预测和指引，分为悲观（STEP）、中性（APS）、乐观（NZE）三种情景，其中悲观情景是基于当前市场、技术、现有政策作出的预测，中性情景是基于各国现有自主贡献目标作出的预测，乐观情景是基于巴黎协定1.5℃目标作出的预测。分析IEA历年数据可以看出，随着市场发展、技术进步和政策加码，悲观情景其实是在不断向乐观情景靠拢。根据2024年IEA的最新测算，在NZE情景下2030/2050年全球风光发电量占比分别为41%/72%。

由此可以推算出为了实现净零排放，未来全球每年需要建设多少光伏风电。2024年全球光伏/风电分别新增装机553/119GW，预计峰值将出现在2030-2035年，光伏/风电分别年均新增1069/362GW。

储能中长期需求

在确定未来全球需要建设多少光伏风电后，根据IEA模型测算，为了实现净零排放，2024年全球电池储能新增装机功率74GW，预计峰值同样出现在2030-2035年，年均新增装机功率264GW。

产业规模化发展初期，短期需求容易被低估

产业初期往往是技术突破、政策加码最为活跃的阶段，这些变化通常具有突然性且难以准确量化，在这一阶段对产业规模增长做短期预测的准确性较低，往往容易低估。以光伏产业的成长路径为例，全球光伏新增装机在经历了2018年的短暂调整后，后续连续多年新增装机实际值超过了IEA的短期预测值。考虑到储能同样处在产业规模化发展的初期，对未来1-2年的短期预测容易掉进线性外推的陷阱里，这也是本篇报告试图从中长期角度测算储能需求的意义所在。

产业所处生命周期的位置更重要

由于短期需求预测的准确性堪忧，结合中长期视角的产业生命周期判断，则成为了指导投资的有力补充。前文提到我们预计全球储能新增装机距离天花板还有8.6倍成长空间，为了重复验证这一逻辑，我们参考新能源车渗透率的定义，提出了储能渗透率的概念，即每年新增新型储能提供的灵活调节能力占整个电力系统每年新增灵活调节需求的比例。

以中国为例，未来可新增的电力系统灵活调节能力主要分为四类：火电调峰、抽水蓄能、需求侧响应、新型储能，前三者都有明显的发展规模上限，未来新型储能需要逐步担起重任，成为系统灵活调节资源的提供主体。根据我们测算，2024年中国储能渗透率仅为4.9%，预计未来10年有望快速增长至70%左右。结合这一数据，我们认为新型储能目前的发展规模还远不及未来电力系统对它的需求，储能产业仍处在生命周期中的成长初期。

储能目前处在规模化发展初期，作为当前新能源行业最具成长性的细分赛道之一，行业一方面在快速扩张，另一方面随着商业模式完善，市场不断规范，部分初具规模的企业已经开始形成竞争壁垒。从价值投资的角度，我们认为对于储能行业“好公司”的挑选应该关注以下方面：

1、技术引领能力。储能技术的核心竞争力主要体现在电化学、电力电子、电网支撑三个方面，电化学关系到安全、寿命、性价比；电力电子关系到效率、响应速度、控制精度；电网支撑关系到应用、智能控制、价值创造。技术的最终目的都是为了给业主创造价值，三者互相协同，缺一不可。建议关注在这三项技术能力上持续领先的企业。

2、全球拿单能力。目前储能行业的现状是“在国内卷能力，去海外赚钱”，国内市场占全球比例超过50%，具有增长确定性高、技术应用快的特点，但国内市场竞争激烈，对企业成本控制能力要求严苛，增收不增利。储能海外市场市场化程度高、支付能力强、利润率高，可平衡国内行业周期风险，但海外市场对企业技术、品牌、交付、售后的综合能力要求更高。建议关注已经或者正在形成海外品牌影响力的企业。

3、全球产能扩张能力。在逆全球化浪潮下，贸易壁垒高筑、产业链区域性割裂加剧，对于储能企业来说，产能的全球化布局不仅可以对冲地缘风险，增强供应链韧性，还有利于开拓海外市场，主导国际标准。建议关注有能力持续全球产能布局的企业。

1）储能产业政策及电力市场政策波动风险；

2）产业竞争加剧风险；

3）国际贸易摩擦风险；

4）电力系统模型测算偏差风险。