今年国内大储的增长态势如何？各省储能发展情况有何变化？

今年国内大储的增长态势如何？各省储能发展情况有何变化？
发言人 答：今年国内大储的增长态势依然保持快速增长，1至8月份新增装机量超过了45G瓦时，接
近2023年全年的装机数字48.9G瓦时。预计今年全年国内储能新型储能新增装机量将超过80G瓦时，且
独立储能的占比进一步提升。今年上半年，江苏省和河北省在储能装机方面表现突出，新增装机量大
增，其中江苏省上半年新增装机规模超过5.3亿瓦时，位居全国首位，这得益于各地政策的支持。
发言人 问：储能系统价格及利用率情况如何？
发言人 答：1至8月份，储能系统价格总体走低，但在八月份有所回升，其中2小时储能系统的均价达到
超过0.6元/瓦时。独立储能利用率最高，同比增长50%以上，平均每日充放电频率0.74以上，高于传统电
源储能。
发言人 问：工商业储能市场情况如何？电力现货市场建设进展如何？
发言人 答：今年工商业储能市场增速较快，以浙江为例，平均每月有500兆瓦时以上的工商业储能项目
备案，预计年底全省将达到4G瓦时左右，全国接近8G瓦时，占目前储能市场的比例接近十个点。九月
份，甘肃成为继山西、山东、广东之后国内第四个正式运行的省级现货市场，现货市场推进速度加
快，未来几年将有更多的省份推动储能新增装机增长。
发言人 问：储能集成商的盈利情况如何？
发言人 答：随着碳酸锂价格下滑和电芯价格下降，国内储能系统集成商的利润率有所提高，特别是头
部储能集成商下半年盈利情况有所改善。同时，国内储能企业在海外市场竞争力增强，订单数量增
加，市占率不断提升。
发言人 问：储能装机量比年初预期好的主要原因是什么？
发言人 答：今年储能装机量超过年初预期，主要原因有两点：一是上半年国内光伏新增装机量高于年
初预期，推动了储能需求；二是各省新能源配储执行力度加大，对不配储能项目进行高额辅助服务费考
核，促进了储能装机增长。
发言人 问：明年和后年金融储能的发展情况如何？
发言人 答：在2025年，预计金融储能市场仍会保持较好的增速，原因在于第二批和第三批新能源大基
地项目仍在进行中，对储能需求有刚性需求。然而，到2026年左右，随着这些大基地项目投运和电力市
场的完善，新能源尤其是光伏的装机量增速可能会下滑，导致储能需求下降。
发言人 问：工商业储能的发展空间如何？
发言人 答：工商业储能在江苏、浙江、广东等传统大省之外的省份有很大的发展空间。由于今年配储
率范围和执行力度增强，增长情况较好，预计明年增速会有所放缓，但仍会保持一定幅度的增长。
发言人 问：2025年国内储能市场的增速预计是多少？
发言人 答：预计2025年国内储能市场增速相比今年有所下降，大概率在30%到40%左右，全年新增装机
量可能从今年的80到90G瓦时增加至120到130G瓦时。
发言人 问：储能利用率和项目收益情况如何？
发言人 答：储能利用率近年来有显著提升，如独立储能的日平均充放电次数已翻倍增长。不同省份的
储能发展模式与电力装机结构密切相关，西北地区在现货市场下的套利空间较大，而广东等沿海省份则
更多依赖容量电价补偿。目前，储能项目的收益率高度依赖租赁率，若能达到六成以上，基本能覆盖成
本，其中租赁价格在每瓦时两毛到3毛左右，仍相对较高。
发言人 问：工商业储能的实际租赁情况如何？
发言人 答：今年工商业储能的租赁率可能接近实际使用情况，上半年实际签约和投运的工商业储能项
目容量相对较小，但下半年预计会达到5个G瓦时。同时，多个200兆瓦时级的大型工商业储能项目签约
或投运，表明市场需求较大。
发言人 问：当前储能项目的租赁率水平是多少？
发言人 答：今年上半年江苏项目的租赁率已接近8成，到年底有望达到8成；广东项目的租赁率约
为78成，均较为可观。其他省份如山东，由于新建项目较多，租赁合同签订存在困难，租赁率相比之前
有所下降。
发言人 问：浙江峰谷电价调整后，工商业储能的收益率是否有所下降，以及为何实际装机量未达预
期？
发言人 答：尽管浙江已将峰谷电价差异仅限于夏季和冬季，但工商处的收益率并未明显降低。然
而，尽管备案项目数量较大，每月的实际新增装机量并不如预期那样迅速增加。这是因为存在落地条件
限制和今年上半年温州储能项目发生的火灾事故，导致对工商业储能的消防安全要求提高，这对部分项
目的投运并网造成了影响。
发言人 问：当前市场上储能电芯的价格走势如何，以及主流厂商如宁德对头部集成商的价格策略是怎
样的？
发言人 答：目前主流厂商生产的280Ah电芯因处于清库存阶段，价格普遍在0.28至0.29元/Wh左右；而
头部314Ah电芯的价格大多在0.3元至0.33元/Wh之间，其中宁德给头部储能系统集成商的价格肯定低
于0.35元/Wh。此外，除了销售电芯外，电池厂商正逐渐往集成方向发展，但总体而言，在国内市场
中，系统集成商的话语权相对较小，尤其相对于传统经销商和近年来崛起的中车公司。
发言人 问：国内主要储能集成厂商的核心竞争优势是什么，以及国内电网型储能的发展现状如何？
发言人 答：中车凭借制造业低成本优势及旗下的IGBT生产能力，在系统非电芯成本上有显著优势，并
占据国内市场总量领先地位。阳光电源则依托其在全球储能领域的深厚经验和在PCS领域的深耕，成为
头部集成商之一。海博思创的优势在于与国内头部发电集团的良好合作关系，而南瑞作为电网体系企
业，对其理解深入。至于国内电网型储能（即过网型储能），目前全年项目量预计能达到10%，并
在2025年前后会进一步大幅增长，尤其西北省份对此有明确需求。然而，东部和中部地区的电网条件较
强，对于过网型储能的需求尚不明显，而随着相关国家标准的出台，预计到2026年才会迎来大规模上量
时期。由于过网型储能对PCS性能要求较高，其硬件成本相较于常规储能高出约一毛钱每千瓦时，但由
于市场上购网型储能项目的溢价普遍超过这一水平，因此其项目利润率通常高于常规储能。
发言人 问：如果将储能电站独立出来租给光伏发电项目，租赁后电站还能进行现货套利或辅助服务
吗？
发言人 答：是的，如果储能电站独立出租给光伏发电项目，电站运营方仍然可以正常使用出租的储能
容量进行现货套利或提供辅助服务，不影响其正常运营。
发言人 问：在强制配储政策下，一线二线储能厂商之间的价格差距如何？
发言人 答：从性能和寿命方面看，随着技术成熟，二线厂商与一线厂商如宁德时代之间的差距在缩
小。从价格上来说，目前宁德时代与易维中创新航等二线厂商的价差大约在0.03元左右。电芯对整个系
统性能的影响不如系统集成商的集成技术和EMS控制等方面大。
发言人 问：在招标和招投标情况下，不同集成商的价格差异情况如何？
发言人 答：从目前招标情况看，南瑞的价格通常较高，更倾向于高溢价的购买型项目。至于头部集成
商如海博思创、阳光等，尽管可能价格存在差异，但在行业内明确区分价格差异比较困难，不像电芯厂
商那样明显。
发言人 问：现在是否有在项目端对双倍电池容量进行验证？
发言人 答：目前行业内已推出500Ah以上的电芯方案，但批量出货的产品主要以280Ah和314Ah为主。
关于大电芯的验证，目前还未在实际项目中大规模进行，大部分仍在使用单体电芯进行验证。
发言人 问：在储能市场中，电信产品最初面向的是哪个市场？目前国内市场对于储能的需求情况如
何？
发言人 答：电信产品在推出初期主要面向4个小时以上储能时长的市场。国内大部分省份以2个小时为
主的储能市场为主，对于4小时及以上储能需求效果可能不理想。
发言人 问：电芯尺寸增大后，其倍率性能会发生什么变化？
发言人 答：电芯做大后，由于散热困难，其倍率性能通常会下降。
发言人 问：当前储能行业在工艺验证方面存在哪些问题？
发言人 答：当前行业在储能领域的工艺验证工作还有待完善，尤其是在电信层面可能还需要一段时间
去优化。
发言人 问：储能出货量与安装量之间是否存在较大差异，库存主要集中在哪些环节？
发言人 答：国内电信领域有大量库存，非头部储能企业为去库存会参与独立储能电站建设。储能电芯
存在库存问题，而PCS方面库存相对较少，且由于电力电子芯片价格下降，PCS厂商利润率高于行业平
均水平。
发言人 问：租赁价格的计算方式是按照每瓦还是每瓦时进行的？
发言人 答：租赁价格是以每瓦时计算的，不是每瓦。