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这轮储能行业景气度提升的原因是什么，有没有持续性？我们来讨论一下本轮储能行业上涨的几个逻辑。

首先，第一个问题。目前国内储能涨价的原因是什么以及涨价是否有确定性？我们从两个角度来分析。

首先是电芯层面：涨价先是从原材料碳酸锂开始的。电芯价现在已经涨上去几个月了。首先原材料部分从2925年初的五万涨到八万。电芯的储能物料清单成本，电芯材料占40%，折成碳酸锂占到17%～18%。碳酸锂涨价实际上是导火索，最本质的还是因为供需关系。

从产能来看，行业头部产能利用率只有80%到85%。没有打满的深层次的原因是历史产能剩了很多，这两年行业基本没有扩产能。今年又赶上一代大电芯的迭代，公司要把原来的产线改造成适配下一代电芯的产能。就是把当前主力314毫安时的产能去停一部分，然后去改造产线准备下一代。

即使原材料价格再往下走，价格也很难回到之前的水平，因为实际产能已经缩减了。和电芯厂谈合同，基本上是包量或者包销，条款非常苛刻。假设原材料价格往下走，导致电芯往下两分钱，能给客户分五厘就不错了，现在电芯厂很强硬，产能要么就按照这么来，要么就给别人了，当前就是这么紧俏的情况。

再从PCS层面，也就是储能变流器角度来看，主要是海外市场看，海外也就两三家公司，他们PCS能够得到客户的认可。PCS扩产能会比较快，比较容易一点，但是他们当前的产能也不多，所以PCS厂家也有可能会跟着这一波往上调价。海外公司有几个项目价格已经调上去了，但是要大规模的PCS往上调价目前还待观察。

第二，未来电芯规格是否统一？

当前没有自有电芯产能的企业大多已开始规划自研电芯。下一代电芯的发展，头部电芯企业希望主导行业技术路线，尽管多家头部企业均在推进587规格电芯，但各家的电芯尺寸并不统一；因为587规格的尺寸差异，会让系统经销商只能绑定单一电芯厂商，若想更换合作方，需对储能电池包、整机结构、热管理系统及消防方案重新设计，操作难度极大。

电芯尺寸的差异化，会改变行业原有合作模式，进一步加剧当前电芯市场的竞争与整合态势。例如无电芯的系统集成厂，在与电芯企业合作初期，就需敲定包销、保量等深度绑定条款，行业逐步形成 “深度绑定合作” 的竞争格局，中小系统厂商的选择空间将进一步收窄。

第三，现在户储和工商业都要用大电芯储能产品吗？

当前市面上主流的工商业储能产品以 200千瓦时和 260千瓦时为主，二者均采用大型储能同款的大电芯，甚至电池包配置完全一致。

从后续趋势来看，工商业储能也会跟进大储的技术路径，直接将大储的电池包拿过来复用，无需额外做定制化开发。

户用储能的电芯容量正逐步向大尺寸升级，从早期的30毫安时、50毫安时，慢慢过渡到100毫安时、200毫安时，目前280毫安时电芯已较为普及。这一升级源于两年前的降本需求，当时行业从100毫安时及以下的小安时电芯转向280毫安时大电芯。

第四，这一轮储能需求端的增长最核心的原因是什么？

这是因为全球储能市场需求整体呈持续增加态势，美国市场表现尤为突出。若不是上半年受报复性关税影响，美国市场本有望实现 50-55吉瓦时的装机量；尽管上半年进度受阻较多，仍完成 18吉瓦时装机，全年需求预计仍能达到 45-50吉瓦时。去年美国还出现储能抢装现象，核心是当时市场预期电芯关税将上调。

美国储能市场持续火热的关键在于项目高收益率，自前年起，美国大储项目的内部收益率就稳定在 11%-13% 的两位数区间，收益来源已相对稳固。欧洲市场情况类似，储能项目收益率同样能达到两位数，只是略低于美国市场。

第五，2026、2027年的储能行业趋势判断，在细分上利好哪些环节？

2027 年全球储能市场规模预计不会低于430吉瓦时，其中今年市场规模预期约250，明年预计达320。到2027 年，储能产品形态将发生较大变化，届时市场将以大电芯为主流，587规格电芯有望成为核心选择。当前587规格电芯成本高于314规格，但随着产能规模扩大，成本预计逐步下降；行业毛利率水平有望稳步提升，即便后续产品售价有所下降，毛利率仍具备维持能力。

与此同时，温控、消防、储能变流器等配套环节将同步发展，随着储能市场体量持续增长，未来有望达到与光伏市场相近的规模。预计未来几年光伏市场规模维持在500-600区间，而储能行业的产值将远高于光伏行业，市场价值潜力更为突出。

聊完电池供需，我们再来对最近的136号文进行解读。

我们先来了解一下136号文的核心要点，顶层首次明确储能作为十五五期间促进风光消纳的核心设备，需求具备政策托底；新能源绿电商业模式加快完善，政策+收益率驱动需求存在较大超预期空间。

从需求看，2027年全国新型储能装机目标180吉瓦以上，2024年底累计73.76吉瓦，25-27年均需装35.41吉瓦以上，较4年110吉瓦时新增增长，政策托底预计实际更高；高耗能行业源网荷储落地将带新增需求，25年新增预计150-160吉瓦时、全球增速50%+，26年增速上修空间大。

从商业模式看，各省密集推进上升电价：山西提高定价后，青海也提出适时给予储能容量电价，宁夏出台电网侧储能容量电价征求意见稿。另外，青海提到试运行中现货价差已达到0.57元/千瓦时，预计储能现货套利收益率较高，年内多数省份将进入现货连续结算，26年底完成省内市场正式运行，现货+容量支撑收益率发生本质改变。

再来了解差价合约在国内政策上具体的体现。

边际成本定价机制已正式确定，目前行业内进度领先的项目已成功跑通交易成本定价流程，该模式将在全国范围内统一应用。差价合约的意思就是交割了之后进行结算，先出价，出价各个省的差异化可能比较大，有的省出量不出价，有的省出价又出量。但肯定是先出量，出量到最后结算，出完价之后再定价，定价完之后结算。

结算定价如果比成本要低的话，那电网会进行补贴，如果比你的发电成本要高，要高出很多钱这就是暴利了，但要保留一定利润的情况下把部分钱返给电网。

最后，我们了解一下在容量电价机制下，国内独立储能项目收益率的测算是多少。

单价差就能够占整个收益来源的46%。剩下的包括单价，还有辅助服务等占比会慢慢上升，特别是独立储能或者说共享储能的收益主要来源，以宁夏为例，收益能够占到55%左右。

政策鼓励6h以上长时储能。根据容量电费=有效容量*容量电价*容量供需系数，若配储时长为4h，则有效容量为实际容量的2/3，因此短时储能经济性受损，大幅拉动储能电池需求。政策倒逼采用高质量电池，利好优质储能电池企业，运行期间若月内发生三次非停，则扣减当月容量电费；全年有三个月发生，取消其未来一年获取容量电费的资格，这极大地打击了劣质生产企业，也表明了行业的决心。

2995.本轮储能持续增长的动因分析

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