国内储能深度：配储退出，独储登台，高质量需求爆发且持续

国内储能深度：配储退出，独储登台，高质量需求爆发且持续电新首席证券分析师 ：曾朵红执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn电动车首席证券分析师 ：阮巧燕执业证书编号：S0600517120002联系邮箱：ruanqy@dwzq.com.cn联系电话：021-601997932025年9月26日证券研究报告·行业研究·电力设备与新能源行业1请务必阅读正文之后的免责声明部分摘要◆容量电价密集出台可期，独储商业模式跑通。136号文后，国内由强制配储向独立储能转变，现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行，电力市场化改革将改变储能项目收益模型，驱动IRR抬升。地方政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立市场化收益机制。当前已落地的地区包括内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆等，补偿标准可分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh），并配合考核机制，项目IRR普遍在8–12%区间，高价值省份可达15%以上。我们预计未来仍将有更多省份跟进出台容量补偿政策，储能收益模型将持续优化。其中，内蒙古储能政策补贴力度全国最强，需求拉动效应显著。0.35元/kWh放电补偿下，项目IRR可达10–20%，处于全国最高水平。◆上修国内储能需求预测，且持续性超预期。 25年1-8月国内新型储能装机75.9GWh，同比+42%；1-8月储能EPC招标116GWh，同比增约40%，配储取消后，需求仍强劲，近期单月招标均超20GWh，我们预计25年国内储能装机149GWh，同比+35%，26年装机194GWh，同比+30%，到30年预计装机340GWh，同比+12%。分省份看，25-26年新疆和内蒙是装机主力，贡献70GWh，贡献40-50%装机。同时，已出容量电价补充的省份，如河北、甘肃、山东等平均贡献10-20Gwh；另外青海、山东、浙江、江苏等地，我们预计26年发力，分别有10GWh+的空间。此外，国内算力发展对储能拉动明显，我们预计2030年数据中心储能需求120GWh，占总体储能需求1/3。◆储能电芯供不应求持续至26H2，产业链向高质量发展，利好系统及电池龙头，同时二线改善明显。国内储能需求上修，叠加海外需求强劲，我们预计25/26年全球储能电池需求521/710GWh，同比增长60%/36%，而产能释放有限，全行业产能利用率80-90%，一二线持续满产，我们预计储能电芯紧缺将持续至26H2。价格方面，低价订单价格已上涨1-3分/wh，我们预计价格可持续，厂商盈利大幅改善。同时国内市场独立储能取代配储，对储能电池和系统的质量要求提高，我们测算采用龙头的电池的储能电站，年稳定运行天数高20%，对应IRR高30%+，因此国内竞争格局有望集中。此外，独立储能利好系统一体化集成厂商，且代建代运营模式开始兴起，具备技术、资源优势厂商受益。◆投资建议：国内独立储能兴起，经济性跑通，需求明显上修；欧洲及新兴市场大储需求持续高增，美国OBBB法案留有窗口期，因此全球大储高景气度持续。我们预计储能电芯紧缺持续至26H2，后续价格仍有提升空间，同时商业模式创新，一体化系统集成商优势凸显，且具备软件和运营能力厂商将增厚利润，全面看好大储板块！首推宁德时代、阳光电源、海博思创、亿纬锂能；其次为阿特斯、比亚迪、中创新航、欣旺达、派能科技、上能电气、科华数据，关注鹏辉能源、瑞浦兰钧、英维克、伊戈尔等。◆风险提示：竞争加剧、政策超预期变化、原材料供应不足2目录PART1 容量电价密集出台可期，独储商业模式跑通PART2 上修国内储能需求预测，且持续性超预期PART3 储能电芯供不应求，产业链高质量发展利好龙头PART4 估值对比与投资建议3PART5 风险提示PART 1：容量电价密集出台可期，独储商业模式跑通4数据来源：发改委，国务院，东吴证券研究所5国内储能政策从强制配储向独立储能转变◆阶段一（2017–2025年初）：政策驱动下“强制配储”。17年青海率先提出新建风电项目按装机规模10%配置储能，拉开国内强制配储的序幕。此后全国20余省区市陆续跟进，普遍要求新能源项目按照15–20%功率配比、2小时时长建设储能，部分地区上调至30%。储能建设由行政命令推动，电站被动承担成本，储能利用率偏低。◆阶段二（2025年5月至今）：强制配储正式退出。25年2月，136号文明确提出：“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。”内蒙古、河北、甘肃、宁夏等地陆续试点容量电价补偿机制，以“容量租赁”或“容量电价”的形式给予独立储能稳定现金流，推动储能逐步脱离对新能源项目的绑定，实现市场化独立发展。◆阶段三（未来展望）：电力市场化改革落地。25年9月，国家发改委、能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025–2027年）》，提出到2027年，新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元，市场机制、商业模式、标准体系基本健全。图表：国内储能政策变化25年2月，发改委和能源局联合发布《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)，提出"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"。17年青海要求新建风电项目按规模10%配套建设储能。此后全国20多个省区市跟进出台类似要求，且储能配置比例和时长不断提高，部分地区提高到装机容量的30%。23年，新能源配储的平均利用率指数仅为17%，而电网侧独立储能的平均利用率指数则为38%，新能源配储“建而不用”的问题突出。25年9月，国家发改委、能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》提出，27年新型储能基本实现规模化、市场化发展，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全。24年5月《2024—2025年节能降碳行动方案》提出，保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降至90%，新能源95%消纳红线放开，配储规模进一步扩大。数据来源：Wind、公司公告，东吴证券研究所6储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益◆ 强制配储与独立储能在收入结构与经济性方面差异显著。强制配储收入依赖于提高新能源消纳、减少弃风弃光及有限的辅助服务补偿。但由于储能规模较小、配置分散、响应质量有限，电网侧实际调用频次低，导致配储的经济回报较弱，整体上难以覆盖新增投资成本。◆ 独立储能作为独立主体接入电力市场，具备多元化的收益来源：部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系，提供稳定现金流；可通过现货市场及峰谷价差实现套利；还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元，经济性更优，有望受益于电力市场化改革。图：强制配储和独立储能对比图：强制配储和独立储能(100MW/200MWh)经济性对比维度强制配储（新能源电站配套）独立储能（单独建站/市场化）政策背景 地方政府强制要求（一般10–30%配比，2h时长）136号文后成为主流方向，鼓励市场化运营投资主体新能源发电企业（风光场站）独立储能投资商、电网公司、社会资本收入来源提高新能源消纳（减少弃风弃光）、辅助服务（调频/调峰），主要作用是降低损失，不是直接盈利容量电价/容量补