一、 总览：储能锂电板块 2025 年回顾与 2026 展望
1.1 2025 年回顾：电新板块整体上涨 42%，锂电、储能表现突出
年初以来（截至 12 月 9 日），申万电力设备指数（801730.SI）上涨 41.63%，跑赢沪深 300 指数 24.78 个百分点，在申万 31 个一级子行业中名列第 5。国内外储能需求旺盛、反内卷逐步推进，新能源产业链盈利企稳回升，板块走势向好。
储能、锂电板块走势回顾： 储能：独立储能登上舞台，国内外市场景气共振。2025 年初至今（截至 2025.12.9），储能指数（884790.WI）上涨 57.56%，跑赢沪深 300 指数 40.70 个百分点。136 号文发布后，“强制配储” 退出历史舞台，储能成为独立的市场投资主 体，与新能源建设解耦。各省容量电价政策陆续出台，同时电力现货市场建设稳步推进，助力独立储能收益模式理顺。国 内大储逐渐从成本中心转变为可盈利资产，需求端装机动力提升，同时价格内卷也逐步改善，参与者盈利能力修复。海外 市场在电网支撑、数据中心供电等因素驱动下高增，国内外需求景气共振，储能板块迎来快速增长。 锂电：储能、动力需求驱动，产业链供需格局改善。2025 年初至今（截至 2025.12.9）锂电池指数（884039.WI）上涨 66.27%，跑赢沪深 300指数49.41个百分点。2025年初以来，随着反内卷政策的落地和储能需求的快速增长，行业盈利逐 步筑底企稳。需求端，储能电池需求快速增长，叠加新能源汽车销售稳健，共同拉动产业链需求。供给端，行业经历产能 出清后格局优化，部分材料环节出现供需紧平衡，推动价格企稳回升。技术层面，固态电池等新技术产业化进程加速，为 行业注入长期增长动能。多因素共振下，板块业绩改善，景气度持续上行。
1.2 2026 年展望：储能引领盈利新周期
展望 2026 年，我们认为需求的成长性和供需关系的改善仍然是核心驱动因素。板块间比较来看，我们认为储能、锂电板块 乐观程度较高，需求整体向好的同时，整体供需形势优化，助力参与者盈利改善。其中，储能板块的需求增长预期更优， 引领板块走出降价周期。 1. 储能：全球高景气确立，成长属性明确。“十五五”规划建议提出“大力发展新型储能”，政策支持和市场助推下，储能 有望迎来快速发展新阶段。国内独立储能需求增长强劲，海外储能市场维持高景气，需求端国内外共振，成长性优良。国 内“强制配储”退出，价格内卷态势已初步改善，参与者盈利水平有望进一步向好，贝塔性机会乐观。 2. 锂电：储能景气驱动，产业链温和通胀。锂电板块正走出降价周期，迎来量利齐升的修复窗口。需求端，储能电池继续 扛起增长大旗，动力电池需求保持健康增长。供给端，“反内卷”和需求旺盛的双重推动下，供需形势持续优化，产业链盈 利筑底企稳。此外，固态电池产业化提速，有望为行业注入长期增长动能。
二、 储能：政策、市场推进，全球高景气确立
2.1 需求端：国内独立储能高增，海外大储需求景气
全球储能装机持续增长，我国是全球储能第一大市场。根据 CNESA 统计，2024 年全球新型储能新增装机规模 74GW，同 比增长 62.5%。中、欧、美为全球储能装机主力，2024 年，中国/美国/欧洲新型储能新增装机分别占全球市场的 59%/16%/15%，三大主要市场占全球储能装机 90%，引领全球储能市场发展。我国 2024 年新型储能新增装机 43.7GW， 占据 2024 年全球新增装机的 59%，居全球首位。 国 内 储 能 装机和招 标快速增长 ，需求高景 气。根据 CNESA 统计，2024 年，国内新型储能新增装机规模 43.7GW/109.8GWh，同比增长103%/136%，新增装机规模首超百吉瓦时。2025年上半年，国内新增投运新型储能项目装 机规模 23.0GW/56.1GWh，功率规模和能量规模均同比+68%。从招中标规模来看，国内大储需求景气，根据储能与电力 市场、寻熵研究院统计，1-10 月国内新型储能完成招标 102GW/345GWh，功率和容量增速分别为 118%/180%，招标规模快速增长。
我国新型储能装机量庞大，但量级与电力系统相比仍较小，渗透空间广阔。根据国家能源局，截至2025年 9月底，我国累 计建成投运新型储能装机已达到 1 亿千瓦（100GW）以上。这一数据与“十三五”末相比增长超 30 倍，装机规模占全球 总装机比例超过 40%，已跃居世界第一。但与电力系统整体规模相比，储能渗透率并不高，我们计算新型储能功率与发电 总装机/新能源总装机之比分别仅为 2.7%和 5.9%。电量方面，2024 年，国内电化学储能电站充放电总量约 62TWh，占新 能源发电量比例 3.4%，占发电总量的比例仅 0.6%。作为构建新型电力系统的重要基础，我们认为国内储能装机渗透比例 仍有增长空间；同时，考虑到 2035 年风光装机总量 36 亿千瓦的装机目标（2024 年底的 2.6 倍），我们认为国内储能装机 量级仍有广阔的提升空间。
顶层设计：“十四五” 快速起步，“十五五”再创新篇。“十四五” 期间，在 “双碳”目标引领下，我国出台了一系列政策， 推动储能产业规模化发展。迈向“十五五”阶段，中共中央“十五五”规划建议提出“加快建设新型能源体系，大力发展 新型储能” ；国务院《碳达峰碳中和的中国行动》白皮书提出“储能是构建新型电力系统的重要基础”。储能在电力系统 中的定位进一步拔高， “十五五”新阶段的重要性凸显，后续实质性政策落地可期。 136 号文开启新篇，独立储能有望呈现高景气。2025 年 2 月，136 号文发布，“强制配储” 退出历史舞台。强配政策曾是 国内大储增长的重要驱动因素，但也带来了调用率不足、低价“内卷”等情形。136 号文出台后，储能成为独立的市场投 资主体，与新能源建设解耦，逐步具备独立的获利方式。年内，内蒙古、甘肃等多省出台容量电价政策，助力独立储能实 现经济性，储能逐渐步入市场化新阶段。
独立储能商业模式有望逐渐跑通，推动大储建设投资加速。独立储能是与“新能源配储”相对的概念，指不依托于新能源 电站，作为独立主体参与电力市场的储能项目。前期国内储能装机受到新能源“强配”要求驱动；随着强配政策退出，经 济性成为业主建设储能电站的决定性因素。独立储能理论上可通过电能量交易、辅助服务、容量补偿等多重方式获得收益。 136 号文推出以来，多地推出容量电价/容量补偿政策，助力独立储能电站回收成本；与此同时，各地现货市场建设稳步推 进，独立储能可通过电能量交易方式获得收益。随着政策完善和市场发展，独立储能商业模式有望逐渐理顺、实现经济性， 推动储能项目投资建设加速。
现货市场建设稳步推进，独立储能有望入市交易获利。2025 年以来，各省现货市场建设按下加速键，市场规则不断完善， 试运行工作紧密开展，力争年底实现现货市场全覆盖。136 号文下，强制配储和容量租赁模式淡出，现货市场价差套利将 成为独立储能重要的收益来源。价差方面，CNESA 统计，2025 年上半年，广东、山西、山东、甘肃现货市场峰谷价差同 比呈现增势；山西和蒙西峰谷价差较高，达到 400 元/MWh 以上。随着现货市场建设稳步推进，国内更多省份的独立储能 有望参与市场获利，收益模式逐渐理顺。
国内大储市场从强制配储转向价值驱动，增长后劲充足。一方面，随着国内现货市场发展，更多地区储能可参与现货市场 并获得套利收益；另一方面，多省陆续出台容量电价/容量补偿政策，出台容量电价的省份，独立储能可获得较为理想的收 益率。储能自身具备经济性，从“强配”转向价值驱动，需求端装机动力提升，同时价格内卷也有望改善，国内大储增长 后劲充足。
海外市场：国内企业积极出海，中东、澳洲、欧洲订单饱满。全球储能市场快速增长，根据 Infolink Consulting，2025 年 前三季度，全球储能系统出货量为 286.35 GWh，同比增长 84.7% 。根据储能与电力市场统计，2025 年1-9 月，中国企业 海外储能合作签约 189 份，累计超 19.6GW/208.09GWh。在明确签约地点的合约中，中东地区签约规模 54.13GWh，沙特、 阿联酋为核心市场。澳洲、欧洲签约规模紧随其后，均超过 40GWh。从签约企业来看，宁德时代、比亚迪、海辰储能领衔， 分别获得 56.23GWh、21.4GWh、13.57GWh 的规模，领先的储能电池企业积极出海。非美市场呈现高景气，澳洲、欧洲、 中东快速增长；美国电网支撑和数据中心用电需求下储能有望增长，但政策端存在一定的不确定性。
澳洲：大储项目回报优良，管线快速增长。澳大利亚大储项目可参与市场获得能量套利收益和调频辅助服务收益。2025 年 Q2/Q3，澳大利亚大储在国家电力市场（NEM）获取的总收入分别为1.31/1.12亿澳元，同比快速增长，主要收益来源包括 能量套利和辅助服务。澳大利亚大储项目回报优良，投资方积极性高。澳大利亚储能项目管线快速增长，根据 AEMO 统计， 截至 2025年 9月底，澳大利亚大储项目管线规模达到 26.1GW，同比增长79%。我国储能企业积极出海澳洲，储能与电力 市场统计，2025 年 1-9 月，国内储能企业签署的澳大利亚相关战略合作/订单/项目规模达到 41.0GWh。其中，宁德时代与 Quinbrook 合作，将在澳大利亚各地部署全球首款 8h，共 3GW/24GWh的储能系统 EnerQB。
欧洲大储装机迎来快速增长。根据欧洲光伏协会报告《European Market Outlook for Battery Storage 2025-2029》，2024 年欧洲大储新增装机 8.8GWh（同比+80%）；该机构中性预测 2025 年新增装机 16.3GWh（同比+86%），实现快速增长。 根据阳光电源分析（阳光电源投资者关系活动记录表 20251029），欧洲大储市场主要驱动因素包括四个方面：第一是高风 光渗透率天然需要储能的平衡；第二是电网的安全性要求，欧洲电网的平均服役周期较长，改造、新建成本都很高，需要 储能来延后电网改造需求；第三是欧洲现货市场、辅助服务、容量市场等机制逐步完善；第四是储能系统成本下降，让储 能更具备经济性。 欧洲政策要求大储具备构网能力，国内企业地位有望稳固。11 月，欧洲输电系统运营商联盟发布第二阶段技术报告,详细阐 述了对发电设备的构网能力要求。根据该报告,装机容量超过 1MW 的大型电池储能系统将被强制要求具备构网能力。风电、 光伏占比上升导致电网惯量下降，抗扰动能力变弱，传统跟网型储能无法提供惯量支撑，而欧洲超 50% 的老化电网进一步 放大停电风险。因此，构网型储能成为欧洲大储的迫切需求。欧洲是我国大储企业出海的重要市场，高工储能统计，年初 以来，国内储能系统集成企业合计斩获超 40GWh 欧洲订单。中国企业在构网型储能技术上已有成熟积累，能够精准契合 新的政策标准，为进一步打开欧洲市场提供了技术准入优势，我们认为国内领先企业有望在欧洲市场进一步一展宏图。
2.2 供给端：价格呈现回升，产业链有望走出内卷
国内招投标价格呈现改善，参与者有望逐步走出内卷。根据储能与电力市场、寻熵研究院统计，2025 年 9 月，国内 2h 储 能系统加权平均报价 0.64 元/Wh，环比快速增长 31%；10 月，2h 系统平均报价 0.628 元/Wh，环比略降 2%，价格整体改 善。9 月、10 月，4h 储能系统平均报价分别为 0.46/0.52 元/Wh，环比分别上涨 8%和 12%。136 号文出台之前，各地采取 强制配储政策，储能市场收益模式尚不明显，因此业内存在低价低质的“价格内卷”模式。我们判断，随着各省相关政策 出台、电力市场建设推进，容量电价+现货市场将成为国内独立储能主要回报模式，国内独立储能有望获得充分调用并取得 合理收益，需求有望持续向好，并带动价格回升。
国内大储企业凭借产品实力和品牌渠道，在海外已获得一定的市场地位。根据 Infolink Consulting，2025 年前三季度，全 球大储系统出货量前五为：阳光电源、比亚迪、特斯拉、中车株洲所、海博思创。前十大参与者中，8家是中国企业，国 内企业竞争实力突出。从格局来看，Top 3 阳光电源、比亚迪、特斯拉市场份额领先于其它参与者，且前三大企业市场份额 相近，竞争较为激烈。市场集中度来看，前三季度全球大储市场 CR 5 为 47%，市场较储能电池环节更为分散。
光伏企业入局储能市场，后续竞争或将加剧。值得注意的是，隆基、天合等光伏企业亦积极进军储能市场：隆基通过收购 精控能源快速入局储能领域；天合已获得 5GWh 海外储能系统合作意向。光伏产业链盈利仍承压，储能市场的高景气吸引 光伏企业入局，后续竞争或将有所加剧。
三、 锂电：储能景气驱动，产业链温和通胀
3.1 需求端：锂电池产销旺盛，储能扛起增长大旗
