国金证券2025年储能中期策略报告深入分析中国储能市场。2025年2月136号文明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件”，取消强制配储，储能发展从“政策驱动”向“市场化驱动”转变。4月《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。尽管市场普遍担忧取消强制配储后装机下滑，但1-5月新型储能新增装机11.9GW/32.32GWh（+70.98%/+76.9%），迎抢装潮。预计全年装机54GW/150GWh（+24%/+37%），市场化机制下储能投资强度大概率持续。
136号文：取消强制配储，转向市场化机制
2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文），核心内容有两项：一是“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，取消强制配储；二是以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目，引入“机制电价”。
过去政策驱动的强制配储模式发生变化，短期储能装机面临一定压力。但随着新能源全面入市、具体实施细则出台，储能的投资收益模型逐步清晰，装机将在市场化机制下恢复快速增长。市场化机制将利好具有核心技术壁垒、成本管控能力和全生命周期服务优势的企业，行业集中度有望进一步提升。
各省逐步出台136号文承接文件。内蒙古发改委、能源局5月发布《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，现货价格区间-0.05-1.5元/kWh，存量带补贴项目保障电量砍半（风电790h→380h、光伏635h→420h），平价和增量项目全部参与电力市场交易。内蒙古作为新能源渗透率较高地区，市场化推进较为激进，电站收益不确定性增加，倒逼企业加大储能配置。现货市场1.5元/kWh的价格上限（与山东、江苏一致），为储能提供了丰厚套利空间。
上海出台《上海市新型电力系统调节力奖励资金管理办法》，独立储能0.35元/kWh、用户侧0.2元/kWh，奖励期3年，每千瓦时储能容量年电量奖励上限600kWh。地方补贴与市场化机制并行，共同推动储能经济性改善。
装机数据：抢装潮推动1-5月装机同比+71%
据DNESA统计，2025Q1国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比-1.5%/-5.5%，表前新增4.46GW/10.57GWh（-0.2%/-4.4%），用户侧新增575MW/1124MWh（-10.9%/-11.6%）。装机同比略降可能与淡季和政策观望有关。
136号文后行业迎来抢装潮。根据维科网统计，截至2025年5月20日国内新型储能新增装机总规模11.9GW/32.32GWh，同比增长70.98%/76.9%。从应用分布看，电网侧功率规模占比52%（较去年同期+17pct），新增装机2.63GW/6.48GWh（同比+4.6%/+68%）。
价格方面，2025年4月锂电储能系统入围投标报价0.41-0.64元/Wh，平均报价0.48元/Wh，中标加权均价0.44元/Wh（环比-6.6%）。2h储能系统中标加权均价0.52元/Wh（环比+0.87%），跌幅趋缓。
市场化驱动格局改善，预计全年装机150GWh
市场普遍担心短期抢装结束后，受取消强配政策影响，储能新增装机可能出现显著下滑。但从各省136号文细则来看，部分省份新能源项目市场化进展可能超预期，同时现货市场价格上限的提高，也会打开储能盈利的通道。
国金证券认为国内储能投资强度大概率会持续，预计2025年中国储能新增装机54GW/150GWh，同比增长24%/37%。2026-2030年，随着电力现货市场全面覆盖和辅助服务市场完善，储能将从“政策驱动力”全面转向“经济性驱动力”，装机CAGR预计维持25%以上。
构网型储能成为新趋势。构网型储能需通过电力电子控制技术主动建立电网的电压和频率基准，尤其适用于电网稳定性较差、新能源发电比例较高的地区。2023年华为、南瑞继保等联合发布我国首个《构网型储能系统并网技术规范》，2024年中国质量认证中心发布《构网型电化学储能电站储能变流器并网技术规范》，提高进入门槛。储能变流器（PCS）是构网型储能的关键载体，光伏逆变器、储能变流器企业具备先天优势。
