海外订单超预期 储能产业链价稳量增

　　2025年一季度为行业淡季，但储能板块整体业绩却实现较快增长。随着产品逐渐量增价稳，储能板块有望迎来更显著增长。值得一提的是，2025年以来中国企业海外储能订单规模呈现了几倍的增长，仅一季度海外储能订单规模已接近100GWh，已经向2024年全年海外储能订单超150GWh规模靠近。

　　薛宇/文

　　经历了长时间的股价调整，近期锂电池、储能行业主要上市公司股价回暖明显，亿纬锂能2024年每股股价最低降至29.79元，如今涨至46.35元，目前市值已超900亿元;阳光电源2024年以来最低每股股价为52.98元，目前也涨至60.56元，市值超1200亿元。

　　这背后有着业绩的支撑。最新发布的财报显示，储能行业主要上市公司阳光电源和亿纬锂能2025年一季度业绩表现优异，同比均实现快速增长;拆解其细分业务来看，2024年两公司均为储能板块表现较好，进而拉动了整体业绩。

　　虽然国内储能装机增速较快，但2024年随着原材料价格走低、落后产能的出清，电芯价格相应下滑，储能产业链承压明显。不过，2023年以来随着主要电池厂商扩产节奏的放缓，储能产品价格进一步下滑的可能性将会降低。2024年四季度起，行业业绩已有一定的修复; 2025年一季度为行业淡季，但板块整体业绩实现较快增长。随着产品逐渐量增价稳，储能板块有望迎来更显著增长。值得一提的是，2025年以来中国企业海外储能订单规模呈现了几倍的增长，海外储能需求向好。

　　业绩拐点显现

　　根据最新发布财报，2024年，阳光电源实现营业收入778.57亿元，净利润110.36亿元，扣非净利润106.93亿元，同比分别增长7.76%、16.92%、16.03%;亿纬锂能实现营业收入486.15亿元，净利润40.76亿元，扣非净利润31.62亿元，同比分别增长-0.35%、0.63%、14.76%。2025年一季度，阳光电源实现营业收入190.36亿元，净利润38.26亿元，扣非净利润36.76亿元，同比分别增长50.92%、82.52%、76.46%;亿纬锂能实现营业收入127.96亿元，净利润11.01亿元，扣非净利润8.18亿元，同比分别增长37.34%、3.32%、16.60%。

　　分业务来看，两公司均是储能板块表现较好：2024年，阳光电源储能系统实现营业收入249.59亿元，同比增幅达40.21%;亿纬锂能储能电池实现营业收入190.27亿元，同比增长16.44%。

　　2024年，两家公司的储能业务规模均进一步提升，亿纬锂能全年储能电池出货量达50.45GWh，同比增幅达91.90%;阳光电源储能系统全球发货28GWh，同比增幅达到166.67%。

　　从行业整体来看，2024年全球储能产业延续高速增长态势，据Infolink，全年储能电池出货量突破315GWh，同比增幅超60%，市场格局呈现“核心市场提质、新兴区域放量”的双轮驱动特征。

　　作为全球最大市场，中国储能装机增长持续超预期，2024年中国新型储能新增装机功率/容量分别为43.7GW、109.8GWh，同比分别增长103%、136%，增长超预期。2025年1-3月中国储能招标功率/容量分别为19.8GW、102.7GWh，同比分别增长194%、399%，从招标这一前瞻指标看，中国储能市场增长有望持续。美国2024年新型储能新增装机10.07GW，同比增长63%，仍保持较快增速。2024年德国新增装机4.54GWh，同比增长2.7%。欧洲目前装机以户储为主，户储需求与电价和天然气价格高度相关。2024年欧洲天然气价格相对稳定，户储需求保持平稳。

　　2024年，由于量增价跌，储能行业总产值的扩张实际上并不明显。虽然国内装机增速较快，但受碳酸锂降价和激烈竞争的影响，单价大幅下降。2022年底至今，碳酸锂价格整体震荡下行，2024年末碳酸锂价格为7.6万元/吨，较年初下跌23.7%。随着原材料价格走低、落后产能的出清，电芯价格相应下滑，2024年底磷酸铁锂方型储能电芯均价已跌至0.34元/Wh，较年初下降22.7%。从招投标数据来看，2024年国内2小时储能系统最低报价已跌破0.6元/Wh，据东海证券，考虑到PCS、EMS、BMS、消防及温控等其他零部件成本，当前储能系统报价已接近成本线，产业链承压明显。

　　不过，随着主要电池厂商扩产节奏的放缓，储能产品价格进一步下滑的可能性将会降低。根据国海证券，以主流电池企业购建固定资产、无形资产及其他长期资产支付的现金项目进行衡量，可观察到2023年以来，电池企业扩产整体边际放缓，例如，购建固定资产、无形资产及其他长期资产支付的现金项目由2022年四季度峰值约220亿元开始下降，最低降至约100亿元，2025年一季度降至2021年二季度的水平，约为140亿元，考虑到资产购建与转固的时滞，可知目前产能增长水平整体可控，供给端释放趋于理性。

　　2024年四季度起，行业业绩已有一定的修复：2024年储能板块整体(包括电芯、PCS、温控、消防、EPC在内)实现营业收入6833.1亿元，同比下降5.1%，归母净利润750.6亿元，同比增长6.5%;2024年四季度板块整体实现营业收入2000.6亿元，同比增长1.2%，归母净利润192.8亿元，同比增长16.2%。2025年一季度为行业淡季，但板块整体实现营业收入1573.4亿元，同比增长11.3%，归母净利润204.8亿元，同比增长29.3%，表现优异。

　　2025年，随着产品的量增价稳，储能板块有望迎来更显著增长。

　　储能电站走向盈利带来增长动力

　　整个储能行业中，中国、北美及欧洲三大战略市场贡献全球75%新增装机量。就中国市场而言，2024年及以前需求主要依靠政策强配驱动，中期或将受到政策的影响，但长期来看，由于各地政策不断完善储能电站收益机制，储能电站建设仍有望维持较高增速。

　　2025年2月，国家发展改革委、国家能源局重磅发布“136号文”，明确要求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，“强制配储”正式取消。机构预计该影响或将延迟至2026年体现。

　　不过长期来看，消纳压力较大的地区仍然存在强配需求，而随着电力市场化改革的不断推进，明确至2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖;同时随着储能项目运行效率的提升，例如国内电化学储能平均利用指数2024 年提升14个百分点至41%，种种因素都有利于盈利性，将为国内储能市场带来长期增长动力。

　　东海证券指出，随着国家“136号文”出台，未来新能源项目上网电量原则上将全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成，交易电价将充分反映新能源供需，光伏项目配置储能以提升盈利的需求将更加迫切。

　　在改善储能电站收益措施的落地方面，以山东为例，根据5月15日山东省人民政府以“介绍山东深入实施‘八大行动’，推动新能源高水平消纳情况”为主题召开的新闻发布会，指出将通过拉大储能充放电价差、拓宽储能盈利渠道、降低独立储能运营成本、稳定存量储能容量租赁收益等方式打造引领储能高质量发展的外部环境。

　　其中，在降低运营成本方面，山东支持储能电站送电电量对应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，有助于提升电站盈利能力;在稳定存量储能电站收益率方面，山东要求存量新能源场站继续执行配储相关政策，保障了新老储能电站在收益方式上的平稳过渡。此前在4月，山东省能源局提出要完善储能市场交易机制，适当放开现货市场限价，拉大充放电价差。

　　近期海南、内蒙古和江西等省、自治区也提出了类似政策，这为改善储能电站实现盈利打开了新的政策空间。

　　海外订单倍数增长

　　目前，储能出海仍维持良好态势。目前，欧洲、中东、亚太等地区的储能招标量和装机量均大幅提升，中国作为全球储能电池出货量最多的国家，2024年出货量占全球出货超90%。据统计，中国全年储能锂电池出海订单超120GWh，出货量同比增长超60%，其中电力储能、户用储能及工商业储能分别同比增长70%、25%和40%，订单来源以美国、欧洲、东南亚、中东等为主，其中欧美业主需求占比达73%。据头豹研究院，主要系国产主导开发的314Ah电芯与5MWh产品在全球市场表现出强劲的市场接受度，渗透速度远超预期。例如314Ah电芯2024年渗透率达40%;且在中企强势冲击下，全球储能锂电池集中度进一步提升，行业前十市占率由2023年的88%提升至93%，且均为中企。

　　2025年以来表现更为亮眼。据CNESA不完全统计，2025年一季度，中国企业海外储能订单规模已接近100GWh，同比增长756.72%，已经向2024年全年海外储能订单超150GWh规模靠近。5月以来，单周出海订单已超10GWh，订单目标市场包括土耳其、澳大利亚、英国、美国、德国、印度及欧洲其他国家等。海外储能需求的良好态势之下，出海前景可观。

　　美国由于输配电网老化，配储为刚性需求。美国70%以上的输电线和电力变压器已使用25年以上，据估计，停电每年会给美国经济造成280至1690亿美元的损失。根据EIA，大型发电厂设备折旧严重，近年新建发电厂规模更小、分布更广。老旧电网可靠性低，电力质量波动大，峰时负荷压力大，但电网升级成本过高，均需储能设备保证电力供给，平衡峰谷差异。

　　风光装机高增也带动了美国储能装机需求快速增长，截至2024年底美国风电及太阳能光伏装机规模分别达154.3GW、235.7GW，同比分别增长2.5%、34.9%，电力跨区域传输难度大催生电源侧储能需求，因而美国储能市场以大储为主，2024年美国储能新增装机达12.3GW，同比增长32.8%。另外，2025年4月初，美国宣布对中国商品加征125%对等关税，后经谈判宣布关税将在初始的90天内降至10%，关税反转使得短期抢装需求迫切。

　　欧洲储能市场前期主要依靠高电价及补贴推动、应用场景以户储为主，短期看户储装机增速放缓，但大储市场有望迎来高增。数据显示，2024年欧洲储能新增装机21.9GWh，同比增长15.3%，其中用户侧及电网侧大储装机占比分别为58.0%、41.2%，用户侧装机占比较2023年有所下滑。当前欧洲各国储能端补贴逐步退坡、用电价格企稳，短期来看户储需求或将回落。

　　东海证券认为，未来欧洲市场增量有望来自三方面：可再生能源转型背景下的平衡电网需求;负电价频发、欧元区利率下行提升储能项目经济性，业主装机意愿提升;以及欧洲多国多个大型储能项目规划即将启动。

　　具体而言，欧盟REDIII法案进一步提升2030年可再生能源目标，即由40%提升至42.5%-45%，并明确至2030年光伏及风电装机目标分别为600GW、500GW，而截至2024年底欧洲光伏及风电累计装机分别为323.2GW、287.4GW。另外，2024年德国负电价累计时长达468小时，同比增长60%;西班牙全年累计负电价247小时、同比翻倍。此外，英国、意大利、德国、波兰等国多个大型储能项目规划于2028年后启动，因此，欧洲大储市场仍有不小的潜力。

　　根据阳光电源年报，2019年以来公司大型储能产品欧洲订单持续提升。根据阳光电源官网，2019年公司签约英国34.7MW光伏+27MW/30MWh储能大型项目，该项目曾为英国2019年最大光储融合项目。2023年，阳光电源与英国Constantine公司签订825MWh液冷储能系统供货协议，这是欧洲最大的储能项目之一。

　　2024年11月，阳光电源与英国Fidra Energy成功签署4.4GWh储能合作协议，项目将接入英国最高电压等级电网，参与当地辅助服务和电力市场交易。作为欧洲最大的储能电站，该项目将部署880套阳光电源PowerTitan2.0液冷储能系统，项目将在2025年启动建设，投运后可为 110 万户英国家庭供电。

　　除了与英国签署的4.4GWh欧洲最大储能合作协议，公司还与Algihaz签约了7.8GWh中东标杆储能项目，与Atlas签约了880MWh拉美最大独立储能电站，与CREC签约菲律宾1.5GWh电池储能协议。目前，阳光电源储能系统广泛应用在欧洲、美洲、中东、亚太等成熟电力市场，不断强化风光储深度融合。

　　本文刊于05月31日出版的《证券市场周刊》