报告品种：碳酸锂

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一、调研摘要

当前我国锂电产业处于供需结构深度调整关键周期，叠加全球储能市场爆发式增长，行业竞争格局与价值分配逻辑面临重构。调研显示，区域电力系统中新能源规模化开发与消纳矛盾日益凸显，储能的战略作用愈发关键；区域层面新能源消纳矛盾突出，储能正从“辅助调节”转向“核心枢纽”。

时间：2025年11月5日-7日、12日

地点：甘肃、宁夏、江苏

二、甘肃某地电网公司A

1、区域电力系统基本概况：新能源规模化与消纳矛盾凸显

本地新能源装机占区域总装机比重达80%，新能源发电量占区域总发电量比重59%；“十四五”末期规划新能源装机容量将突破13GW，“十五五”末期进一步提升至近20GW，新能源开发呈加速扩容态势。

新能源发电规模与本地消纳能力存在严重错配，亟需多元化调节资源提供支撑，当前技术与调节手段涵盖锂电储能、抽水蓄能、全钒液流储能、重力储能及火电调峰等。

2、储能的战略角色定位：从“辅助调节”向“核心枢纽”转变

储能运营商战略地位持续提升，正从“辅助调节”向“核心枢纽”转变。掌握GW级储能电站资源的运营商，在区域电力系统调度调节、跨时段资源配置中的话语权将大幅增强。

河西地区作为甘肃新能源集中开发核心区域，受本地产业及居民用电负荷规模限制，消纳空间持续收窄。储能作为“新能源消纳保障器”“电网稳定缓冲器”，已成为解决该区域新能源并网消纳问题的必要条件。

长期来看，随着储能技术成熟度提升、规模化应用推进及调节效率优化，有望逐步替代火电调峰功能；火电将向供暖等民生保障类刚性用电供给转型，推动区域电力系统功能结构优化。

3、储能投资现状与核心制约：积极性高但接入瓶颈突出

储能领域投资积极性显著高涨，核心驱动因素为项目指标稀缺性突出，市场竞争日趋激烈。储能项目接入电网的电压等级直接影响项目盈利能力，电压等级越高，潮流交换能力越强，参与跨区域电力调度、获取市场化收益的空间越大，因此750kV变电站周边区域成为储能项目选址的核心优势区域。

但是需要注意的是，电网接入存在明显瓶颈。需先经省电网公司审批接入方案，再经发改委审批后，方可取得项目备案文件；项目建成后需通过地市电网公司验收方可并网。全流程审批与验收周期较长，对项目落地效率形成显著约束。

三、甘肃某储能电站B

1、项目概况：项目投资顺利，跨区规模化发展

当前已投项目总投资约8亿元，一期项目已于2023年投资完成，二期规划规模为一期项目的2倍以上，当前推进顺利，预计于本年度内完成并网。后续计划2026年跨区域布局多个更大规模储能电站，整体呈现跨区域、规模化发展态势。

2、成本控制：受益于国内成熟产业链，单位投资成本显著优化

随着项目规模扩大及产业链成熟度提升，二期单位投资成本从一期的2元/Wh以上优化至1元/Wh左右，成本降幅显著。

3、运营收益：“三驾马车” 均衡抗波动

甘肃省电力现货市场全年平均峰谷价差为0.2—0.3元/kWh，处于全国省级现货市场中等偏下水平；现货电价实行“地板价+上限价”机制，当前地板价为0.04元/kWh，上限价为0.65元/kWh。

收益结构呈现“三驾马车”均衡支撑格局，价差收益、容量电价收益、调频收益占比约为1:1:1，无单一收益来源依赖，抗市场波动能力强，现金流稳定性高。

4、市场环境与未来展望：高增长叠加外送限制，储能刚性需求凸显

甘肃省新能源开发节奏加快，本年度新能源装机总量已超7500万千瓦，1年内新增装机规模达1500-1800万千瓦。

区域新能源外送依赖度较高但外送通道容量有限，新建外送通道均采用“风光火储”一体化配套模式，配套电源已占用区域内全部可利用火电及储能资源。其他新增电源将高度依赖储能配套，进一步凸显储能资源的刚性配置需求。

四、宁夏某储能电站C

1、项目概况：风电配套储能协同推进

当前电站规模为150MW/300MWh，于2023年投入运营。已承接代建储能项目规模达22GWh，未来规划16个储能项目，目前已投运2个，剩余项目中有1个计划2025年底实现并网。计划2026年在宁夏回族自治区、内蒙古自治区两地新增储能项目并投运，宁夏区域同步规划配套400MWh风电配套储能项目，推进储能与新能源发电协同发展。

2、成本控制：项目建设成本与区域电力市场节奏高度相关

储能项目建设成本与区域电力市场建设节奏高度相关，市场成熟度越高，成本分摊与收益回收效率越高，整体成本控制空间越大。

3、运营与收益：建设成本与交易能力定差异

收益构成包括价差收益、调频收益、租赁收益三类。其中价差收益与交易团队的专业运作能力高度相关，调频收益取决于电网调频需求与响应速度，调峰频次要求为每年至少300次。行业平均投资回收周期约4—5年，不同电站差异较大，核心影响因素为项目建设成本与交易运作能力。

4、市场环境与未来展望：风光出力失衡+高弃光率催生储能确定需求

当前区域存在“风光出力波动不平衡”问题，弃光率相对较高，未来储能配置需求增长确定性较强，且可能同步伴随风电装机规模补充。

同时，企业在预定明年订单时发现，当前储能电芯市场供应较为紧张，部分一线储能电芯生产企业产能排期普遍已至明年上半年，标准交付周期显著延长。鉴于2026年企业储能项目将加速扩张，为规避电芯供不应求风险，公司需提前锁定锂电池生产产线，确保电芯供应稳定性。

在储能利好政策驱动下，跨行业资本涌入现象较为显著，行业参与主体多元化特征日益凸显。《136号文件》虽未强制要求新能源项目“强配储能”，但从项目收益模型分析，储能已成为新能源项目的必要配置。同时，未来国内零碳园区建设将加速推进，有望催生大量储能配套需求；且数据中心建设要求绿电占比不低于50%，将为储能市场带来持续新增量。

五、某储能系统集成商D

1、公司概况：以光伏领域成熟资源为支撑，战略延伸储能赛道

公司聚焦光伏组件与储能核心业务，依托光伏领域成熟的产业链资源、深厚的技术积累及完善的海外渠道优势，战略延伸至储能赛道，构建起“光伏+储能”协同发展的业务格局。

2、未来展望：全球储能市场多点开花

欧洲市场：增长确定性强，预计增速可达60%-70%甚至实现翻倍，核心驱动因素为集中式大储需求释放；

拉美市场：智利为区域核心阵地，当前年市场体量已达12GWh；阿根廷市场起步节奏快于巴西；

北美市场：以美国为核心，中国供应链成本优势持续稳固，暂无需向东南亚或本土进行完全转移，当前发货规模稳定维持在100GWh以上；

中东市场：增速维持至少40%以上水平。其中，沙特某项目已进入交付尾声，2026年Q1仍有约2GW交付量；南非、埃及等市场以2-3GWh规模的分散式项目为主；阿联酋2026年预计落地10GW级项目，区域整体项目增速约20%。

3、核心数据与行业现象：超配电芯应对容量衰减，周期不同步导致数据差异

（一）出货与装机量差异

储能业务当前出货量与实际并网装机量比例约为1.7-1.8倍，该差异核心源于“周期不同步”：一方面海外项目并网审批、调试及验收流程复杂，部分项目发货后需1年以上方可完成并网结算；另一方面叠加运输周期影响（欧洲约2个月、北美约3个月），最终导致统计口径出现偏差，并非库存积压或产品损耗所致。

（二）行业超配惯例

海外储能项目普遍执行至少1.1-1.2倍的电芯超配策略，类似光伏项目超额安装的行业惯例。其核心目的是应对电芯长期使用过程中的容量衰减，保障项目全生命周期内储能容量达标，且超配部分均实际安装至储能系统，不存在冗余库存。

六、调研总结

长期视角下，储能已成为锂资源需求端的核心增长引擎，构建起除动力电池外的第二成长曲线。从需求驱动逻辑来看，一方面，国内外电力现货市场的持续成熟与机制完善，将进一步激活储能调峰、调频等商业化价值，拉动储能系统规模化部署；另一方面，随着国内零碳园区建设的加速推进，以及国内外算力中心对储能的配置要求，正催生大量新增储能配套需求，与全球储能市场的高增态势形成共振。在多重需求场景的叠加发力背景下，预计未来至少两至三年内，锂作为储能电芯的核心原材料，其市场需求将持续维持高速增长态势。

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