中国储能市场正从政策驱动迈向经济性驱动的新阶段。国盛证券2025年储能行业策略报告显示，在电芯价格低位企稳的背景下，大型地面电站配储IRR已达8.97%，储能不再仅仅是新能源强制配储的“成本项”，而是具备独立盈利能力的“资产项”。2024年前三季度国内新增新型储能装机27.13GW/61.13GWh，逐季加速趋势明显。据中国化学与物理电源行业协会预测，2025年中国储能市场规模有望达70GW/140GWh，同比增长103%/64%。11月储能EPC中标均价环比回升15%至1.066元/Wh，产业链盈利改善曙光初现。
装机规模——2025年有望突破70GW，增速超100%
2024年国内储能装机逐季加速趋势清晰。中关村储能产业技术联盟及SMM储能数据显示，24Q1-Q3国内新增新型储能装机分别为3.91GW/10.81GWh、9.14GW/21.38GWh、14.08GW/28.94GWh，三季度单季装机已接近上半年总和。截至2024年9月末，全国已建成投运新型储能58.52GW/128GWh。
据中国化学与物理电源行业协会秘书长在第十三届中国国际储能大会上的讲话，考虑到原材料价格逐步趋于理性、各地能源配储政策逐步完善、独立储能商业模式不断优化，预计2025年中国储能市场规模有望达70GW/140GWh（考虑2h配储时长），同比分别增长103%和64%。装机的高速增长将直接拉动储能系统集成、PCS、电芯等全产业链需求，为相关企业创造广阔的市场空间。
经济性——IRR达8.97%，储能从成本项变为资产项
储能经济性的质变是本轮装机高增的核心驱动力。国盛证券以10%配储比例为基准，综合考虑储能EPC成本和光伏系统成本进行IRR敏感性测算。在当前价格水平（储能EPC成本1.07元/Wh、光伏系统成本3.31元/Wh）下，独立储能项目IRR约8.97%，已具备显著的配置价值。
碳酸锂价格从高点60万元/吨回落至7.82万元/吨（11月29日数据），带动国产磷酸铁锂电芯价格降至0.35元/Wh，较低点略有回升但仍处低位。储能系统及EPC中标价格也呈现企稳回升态势——11月储能EPC中标均价1.066元/Wh，环比+15%；2小时储能EPC报价区间0.601-1.708元/Wh，均价1.116元/Wh；2小时储能系统报价区间0.495-0.747元/Wh，均价0.575元/Wh。上游价格低位企稳后，储能电芯和集成环节的单位盈利有望环比改善，PCS环节的单位盈利则有望维持稳定。
产业链机会——系统集成、PCS、电芯各环节受益
国内储能市场的爆发式增长将惠及全产业链各环节。系统集成环节受益于装机规模放量，头部企业凭借品牌、渠道和可融资性优势获取订单；PCS环节竞争格局相对稳定，单位盈利有望维持，具备海外渠道的企业享受更高溢价；电芯环节随着碳酸锂价格企稳，低价订单消化后盈利有望修复。
2024年国内储能市场呈现“以量补价”的特征——装机高增但产业链利润承压。随着EPC中标均价企稳回升，叠加2025年70GW的装机预期，产业链有望迎来“量价齐升”的盈利改善窗口。建议关注具备海外大储优势的阳光电源、上能电气（中东+美国市场卡位），以及国内大储市场份额领先的科华数据、盛弘股份等。在工商储领域，峰谷价差较大的江浙和广东区域需求旺盛，芯能科技等具备渠道能力的标的有望受益。
表3：国内储能装机规模预测与产业链盈利指标| 指标 | 2023年 | 2024E | 2025E | 同比变化（2025） |
|---|
| 新增装机（GW） | 约23 | 34.5 | 70 | +103% |
| 新增装机（GWh） | 约49 | 85.4 | 140 | +64% |
| 储能EPC均价（元/Wh） | 约1.4 | 约1.07（11月） | 企稳回升 | — |
| 碳酸锂价格（万元/吨） | 约55 | 约7.82（11月） | 低位企稳 | — |
| 电芯价格（元/Wh） | 约0.8 | 约0.35 | 企稳 | — |
| 独立储能IRR | 较低 | 约8.97% | 持续改善 | — |
