20250401-国泰期货-储能月度数据报告_国内抢装力度有限_海外大储增量可期_16页_1mb

国内抢装力度有限，海外大储增量可期

核心内容概览

本报告分析了2025年2月中国及全球主要国家储能市场的新增装机情况、政策动态、价格变化及收益情况，指出国内抢装效应尚未显现，而海外储能需求持续增长，尤其是大储市场。

一、国内市场：新增装机同比高增，中标规模未受政策影响

1.1 国内储能新增装机：高增态势延续，用户侧储能占比回升

• 2025年2月，我国新型储能新增装机规模为1.24GW/2.89GWh，容量同比增长153.5%。
• 2月新增装机主要由电网侧（48%）和电源侧（31%）推动，用户侧储能仅占21%。
• 2月储能系统及EPC中标规模达4.6GW/14.9GWh，容量同比增长49%。
• 2月储能电芯库存处于高位，若终端抢装力度未超预期，需求传导至上游的效应有限。

1.2 国内储能未来装机：中标规模维持高增，抢装进度或不及预期

• 全年储能新增装机预期小幅下调至44GW/116GWh，同比增长5%。
• 表后储能新增装机14GWh，同比增幅达73%；表前储能新增装机102GWh，同比持平。
• 部分原计划年中并网的集中式项目可能提前至6月1日前并网，带动配储需求。
• 预计5月装机增速仍有望达到90%，但受电芯库存影响，需求传导可能受限。

二、海外市场：大储需求旺盛，户储存回暖预期

2.1 美国储能装机情况：规划规模再度向上，上调装机预测至49.2GWh

• 2025年2月，美国新增并网储能项目达534MW/1823MWh，同比增长39%。
• 全年装机上限预计达20.8GW，较上月增长8.7%。
• 大储全年新增装机预计达44.2GWh，户用储能4.5GWh，工商业储能小幅下调至0.9GWh。
• 2月储能电池出口达8.3GWh，同比增长超8000%，环比增长31.1%。

2.2 欧洲储能装机情况：大储景气度向上，德国户储回暖预期

• 德国2月新增储能装机401MWh，同比和环比分别下降7%和上升16%。
• 表前大储装机135MWh，同比增长127%，环比增长1674%。
• 户储装机持续疲软，同比下降30%，环比下降20%。
• 德国将向气候与转型基金注入1000亿欧元，光储需求有望进一步释放。
• 英国大储新增装机达812MWh，创单季度历史新高，预计2025年市场将爆发式增长。

2.3 新兴国家装机情况：大储建设推进，规划规模延续高增

• 智利2月新开工项目367MW/1164MWh，项目储备总量提升至24139MW。
• 比亚迪比沙（Bisha）项目在沙特顺利投运，容量2.6GWh。
• 沙特全年新增装机预计达11.2GWh，阿联酋预计达10GWh。
• 澳大利亚2025年储能新增装机有望超过10GWh，单季度新增投运首次突破1GWh。

2.4 储能电池与逆变器出口跟踪：出口分化，海外需求仍存韧性

• 2月储能电池出口8.3GWh，同比增长超8000%，环比增长31.1%。
• 逆变器出口229.7万个，同比下降25%，环比下降53%。
• 1-2月累计出口716.9万个，同比增长2.6%。
• 欧洲主要市场逆变器出口小幅下降，但累计出口增长15.6%。

三、储能行业价格跟踪：储能系统中标价格回落，海外电价温和回升

3.1 国内储能相关价格：电芯持稳运行，终端中标价再下探

• 2小时储能系统平均报价0.597元/Wh，环比下降2.6%。
• 4小时储能系统平均报价0.469元/Wh，环比下降0.7%。
• 280Ah电芯均价0.30元/Wh，314Ah电芯均价0.31元/Wh，户用100Ah电芯均价0.34元/Wh。
• 储能电芯库存达50.9GWh，库销比升至1.8个月。
• 储能厂商集中度提升，价格战有望缓解，中小厂商降价趋势减弱。

3.2 海外储能相关价格：欧洲居民电价温和回升，美国大储成本下行

• 欧洲居民电价平均达25.68欧分/kWh，环比增长0.7%。
• 德国电价上涨1%至40.82欧分/kWh，意大利上涨0.5%至33.64欧分/kWh。
• 美国大储平均成本降至864美元/kW，环比下降19%，同比下降16%。
• 特朗普政府加征关税，储能电池税率升至30.9%，后续成本或回升。

四、储能收益跟踪：建设成本下降，国内工商储经济性有所修复

4.1 国内储能收益测算：各省份收益分化

• 光储一体化收益率在不同省份间存在显著差异。
• 广东地区理论回报率最高，达20.0%，全国共有9个省份理论回报率超10%。
• 山西、山东套利收益大幅上行，广东套利收益延续下降。
• 3月峰谷电价差较2月小幅收窄，但储能EPC价格下行对冲收入减少。

4.2 欧洲户储收益测算：电价延续上行，经济性持续修复

• 德国光储一体化IRR约10.2%，单一光伏设备IRR约8.3%。
• 全欧平均电价下，光储一体化IRR约3.8%，单一光伏设备IRR约4.9%。
• 电价预计震荡运行，但整体中枢有望高于2024年，配储率或存在低位修复预期。

4.3 海外大储收益：英国收益小幅下降，澳大利亚收益回暖

• 英国大储收益达7.7万英镑/兆瓦/年，同比增长108%，环比下降13%。
• 澳大利亚大储收益为10.7万澳元/兆瓦/年，同比下降47%，环比回暖2%。
• 电力交易收入回升，但调频辅助服务收入下降。

五、政策跟踪：强制配储政策逐步退出，规划规模依旧可观

5.1 政策动态

• 2月共发布58项储能相关政策，涉及发展规划、电力市场、储能补贴等领域。
• 重要政策包括：储能发展模式调整，强制配储政策逐步退出；广东、内蒙古、河北、河南等地储能市场规划规模可观，为中长期增长提供支撑。
• 国家层面鼓励独立储能发展，完善新型储能电站建设运行管理机制和消防安全标准。

5.2 地方政策亮点

• 广东计划新增100万千瓦新型储能电站装机。
• 内蒙古计划开工新型储能装机1000万千瓦，建成投产600万千瓦。
• 河北公示新型储能项目37个，规模6.4GW/20.86GWh，全部采用磷酸铁锂电池技术。
• 河南计划2025年新增600万千瓦新型储能装机，至2027年达1000万千瓦，年均增速91%。

主要观点与关键信息总结

• 国内储能：2月新增装机高增，但抢装效应尚未显现，全年预期小幅下调，5月增速有望达90%。
• 海外大储：美国、欧洲、中东及澳大利亚大储需求旺盛，规划规模持续增长，市场前景乐观。
• 价格趋势：国内电芯价格稳定，终端中标价持续下探；海外电价温和回升，美国大储成本继续下行。
• 收益情况：国内工商业储能经济性有所修复，欧洲户储收益受电价影响逐步改善。
• 政策导向：强制配储政策逐步退出，盈利性驱动成为储能发展的主要动力，多地发布规划支持储能发展。

总结

整体来看，2025年2月储能市场呈现国内增速放缓、海外需求强劲的格局。国内新增装机虽同比高增，但受政策调整及电芯库存影响，抢装效应有限；而海外大储市场持续增长，尤其是美国、欧洲及中东地区，为储能行业带来新的增长点。同时，储能电芯价格稳定，终端中标价格回落，海外电价温和回升，进一步推动储能市场发展。政策层面，盈利性驱动逐步取代强制配储，为行业长期发展提供支撑。