储能的结构性需求确立，经济性加速兑现，推动储能行业景气度继续维持高位

证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分行业研究2025 年 10 月 10 日第 1 页 共 7 页储能的结构性需求确立，经济性加速兑现，推动储能行业景气度继续维持高位核心观点：新能源发电并网比例的迅速提高使储能从“可选项”变为“必选项”。以欧盟为例，随着新能源发电占比达到 28.5%，出现了一系列问题：电价波动与“负电价”问题；弃风弃光现象频发；系统惯量与频率质量承压；配电网承载能力不足等。这些问题的共性根因有：时间错配；空间错配；同步机组退出现象与系统惯量供给缺口；市场与规制配套不到位等。据 ENTSO-E 测算，在欧盟层面，如果到 2030 年前额外配置约 56GW 储能，可将系统弃风弃光减少约 30TWh/年，年度系统成本降低 80 亿欧元，每年减少约 1900 万吨二氧化碳排放量。电力系统的储能配套建设分为两个阶段。1.新能源发电量占比超过 20%，越过电力系统的最大负荷水平，传统能源让路已无法彻底解决问题，需要配置储能系统；2.当新能源发电逐渐成为主体电源，占比超过 50%，长时储能将成为重要的发展方向。多地储能市场机制及盈利模式趋于成熟，山东最早构建储能现货市场，其他地区的储能并网各有特色。在山东，独立储能、虚拟电厂等新主体拥有市场参与及结算渠道，电价价差信号更及时、可兑现；能量套利服务、容量补偿等多元服务收益可叠加、能落地。广东价差高，但更依赖多元化叠加。江苏市场化提速，但分时价差有所下调。浙江出现负价、规则放开，但价格传导仍处于磨合期。内蒙、新疆、甘肃、河北等地资源端低价与容量补偿探索并存。储能行业的景气度仍将维持上行通道。首先，储能的结构性需求确立。其次，储能的经济性加速兑现。最后，上半年一大波国内储能相关上市公司开展了一批扩产、增资和扩产计划。预计 2-4 小时储能+长时储能的分层配置将成为主流，带动设备—系统—运营全链协同升级。风险提示：政策变动风险，市场机制完善不及预期的风险，并网消纳风险，下游需求不如预期，原材料价格上涨超预期等。第一创业证券研究所分析师：郭强证书编号：S1080524120001电话：0755-23838533邮箱：guoqiang@fcsc.com行业研究证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分第 2 页 共 7 页一、新能源发电规模迅速提升，储能重要性日益凸显随着以风电、光伏为代表的新能源发电并网比例提高，电力系统面临的波动性、不可预测性和低惯量压力迅速上升；并发的送受端阻塞与最小技术出力约束进一步放大了弃风弃光、负电价和备用成本。储能可以在毫秒—季节多时间尺度上提供稳频、爬坡、削峰填谷、容量支撑及拥塞疏解等多重服务，是新能源发电高渗透阶段最具通用性的灵活性资源。欧盟的新能源发电起步较早，规模较大，2024 年电力消费结构中以太阳能和风力为代表的新能源发电占比已达 28.5%，如图 1 所示。随着新能源发电并网比例的迅速提高，出现了一系列问题：1.电价波动与“负电价”，甚至出现“自我蚕食效应”。日内差价显著拉大，低价与负电价时间快速上升；风光项目捕获电价相对基准电价下行，项目现金流不稳定。2.弃风弃光频发，再调度成本提高。资源地负荷中心的拥塞频繁发生；限发频发，再调度体量与成本提升；项目并网受主网瓶颈制约。3.系统惯量与频率质量承压，稳定性服务需求上升。电网系统惯量下滑，频率波动更容易放大，需要更多快速频率响应、电网稳定市场服务。4.并网许可与排队成为全欧洲范围瓶颈，配电网承载力不足。图 1欧盟电力消费结构（2024 年）资料来源：EuroStats、Ember上述问题的共性根因包含：时间错配，灵活性供给不足；空间错配，电网扩容滞后；同步机组退出现象与系统惯量供给缺口；市场与规制配套不到位。储能与跨境互联、电网升级结合，可有效缓解“负价、弃电、拥塞、稳定性”等问题。据 ENTSO-E 测算，在欧盟层面，如果到 2030 年前额外配置约 56GW 储能，可将系统弃风弃光减少约 30TWh/年，年度系统成本降低 80 亿欧元，每年减少约 1900 万吨二氧化碳排放量。到 2040 年，进一步扩充储能规模，弃电可减少到 143TWh/年。行业研究证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分第 3 页 共 7 页图 22030 年欧洲各国储能需求预测资料来源：《Opportunities for a more efficient European power system by 2050》国内 2024 年 8 月至 2025 年 7 月以太阳能和风力为代表的新能源发电占比已到达 21.6%，如图 3 所示。2025 年世界储能大会上，电力规划设计总院党委书记胡明指出：电力系统的调节能力建设应分为三个阶段。第一个阶段，新能源发电量占比一般不超过 20%，新能源消纳主要依靠传统能源让路。第二个阶段，也是目前中国电力系统所处的阶段，新能源装机超过电力系统的最大负荷水平，需要额外配置电能的储存装置，即储能。当新能源发电逐渐成为主体电源，占比超过 50%，便进入了第三个阶段。在该阶段，电力系统不仅需要日内调节，还需要跨月、跨季度长周期的电力调节，长时储能（超过 4h）将成为重要的发展方向。图 3 中国电力消费结构（2024 年 8 月至 2025 年 7 月）资料来源：IEA、Ember行业研究证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分第 4 页 共 7 页二、中国储能商业化破局：多地市场机制与盈利模式分析今年国家能源局发布 136 号文，打破强制配储的传统模式，强化市场化定价机制。标志着中国新能源发电模式从以往的依赖固定电价、补贴和保障性收购的路径向市场化竞争转型。山东是最早转入正式运行的省级现货市场之一，独立储能、虚拟电厂等新主体拥有市场参与及结算渠道，电价价差信号更及时、可兑现；能量套利、辅助服务、容量补偿等多元服务收益可叠加，能落地。近期，山东 110MW/220MWh储能设备采购中标公布，折合 0.527–0.539 元/Wh。220MWh 的 DC 侧设备价约 1.16-1.19 亿元。算上 PCS、主变/开关站/接入、EPC 安装调试的投资单价约为 0.86-1.14 元/Wh。设往返效率 88%，寿命 10 年，WACC 为 8%；固定运维40 元/kW·年，可变运维 5 元/MWh（放电侧）。据此可得不含购电成本的平准化储能成本：1.0 次/日为 0.53 元/kWh，1.5 次/日为 0.36 元/kWh。计入充电电价，设 0.32-0.40 元/kWh，则对应的盈亏平衡价格为：1.0 次/日为 0.89-0.99元/kWh，1.5 次/日为 0.72-0.81 元/kWh。设含税价差为 0.6 元/kWh，若能实现1 次/日周转并叠加 0.15–0.25 元/kWh 的辅助服务收入，动态回收期通常可压至 5–6 年。与山东相比，其他地区的储能并网呈现出其特色。1.广东差价高，但更依赖多元化叠加。广东现货、零售改革领先，工商业峰谷价差在 2025 年度居全国前列，珠三角五市可达 1.297 元/kWh；但仅凭现货差价，独立储能的可持续盈利不足，2024 年度独立储能现货平均价差约为 0.167 元/kWh，辅助服务与中长期交