静待发令枪响
事件1：发改委、能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》。我们认为重点在于：
1）明确2亿kW新能源消纳底线
文件提出满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求。可以理解为每年至少新增200GW以上新能源装机的底线。
2）再提储能容量电价
文件提出健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制；加快市场价格信号传导至终端用户等措施。
我们反复强调，目前各地推出的容量电价、容量补偿等并非“补贴”，尤其不是财政补贴，而是全国统一电力市场体系下的市场化价格机制，具备可持续性。
3）后续怎么看
我们近期的实地研究表明，多省项目备案储备丰富，经济性良好，正在等待容量电价政策的临门一脚。 但目前这个文件并非全国性容量电价框架政策， 因涉及电价，后续预计会由发改委价格司出具。我们认为年底前有较大可能，储能的收益将更具确定性。
预计容量电价将参考本省煤电容量电价标准，我们测算峰谷价差在0.25元/kWh左右，搭配容量电价之后均可以取得6-8%或更高的IRR，经济性更加有保证。
事件2：内蒙能源局公布2026年容量补偿标准为0.28元/kWh。大超市场预期，有力回击了所谓取消传言。
1）预期是多少
此前有传言明年开始内蒙容量补偿取消导致市场大跌，而目前公布的0.28元/kWh有力回击了该传言。
2）经济性怎样
在内蒙普遍高峰谷价差，叠加容量补偿后，项目IRR可达20%以上。
3）严禁倒卖路条规范市场
政策还规定不得通过代持、隐性股东或交叉持股方式变更投资主体，即严禁倒卖路条，规范储能市场。
4）取消传言不攻自破
大的产业趋势下请相信政策的延续性，内蒙容量补偿政策的根本是解决弃风弃光。
1、储能市场景气度高涨
1）价格传导与盈利改善：
自2025年8月以来，电芯价格上涨已有效传导至下游储能项目，头部储能企业毛利率显著改善。
产业链价格和盈利情况向好，储能电站的盈利性在全国层面得到较大改善。
2）项目备案与建设规模：
招投标总量和备案项目规模持续扩大，新疆、内蒙古等省份累计备案量已超过100GWh。
单体项目规模越来越大（如出现4GWh及以上项目），储能时长延长至6-8小时（过去以4小时为主）。
例如，海博思创在内蒙建设的3GWh储能电站（时长6小时）预计年底投运，西北五省及内蒙古未来将以4小时以上时长为主力。
3）政策驱动容量电价落地：
甘肃、宁夏、山西等省份近期出台容量电价政策，刺激效果立竿见影。例如，甘肃、山西9月单月备案量均达14GWh，超过历史装机总量。
预计2026年起，多数省份将明确独立储能容量电价机制，政策确定性高。
4）市场规模预测：
2025年国内储能装机规模预计达140-150GWh，2026年保守估计将增长至220GWh左右（乐观预期可达260-300GWh）。
长期来看，绿电直连项目（如电解铝、多晶硅等离网应用）将从2027年起放量，进一步拉动储能需求。
2、项目备案与转化机制
1）备案性质与转化率：
备案是项目前置阶段，但各省转化率差异大（如广东备案量大但实际建设少）。
西北省份（如新疆）的备案项目若靠近关键电网节点（如新疆750环网），资源稀缺性高，未来可能通过项目转让获利。
2）并网时间要求：
多数省份要求备案后6个月内实质性开工，锂电项目18个月内建成，否则备案资格可能被收回。
3、投资主体变化
1）投资主体多元化：
内蒙古最大投资方为蒙能集团，新疆为立新能源（新疆龙投旗下），省级及地市级国企（如昌吉国投）主导独立储能开发。
五大六小发电集团（如华电、三峡）更谨慎，主要围绕自身新能源大基地配套建设独立储能。
2）收益率差异：
西北省份（新疆、内蒙古）因现货价差大（如新疆日均价差近0.3元/kWh）、容量电价支持，收益率吸引力强。
东部省份（江苏、浙江、广东）现货价差小，且抽水蓄能项目占主导，政策设计受限，独立储能收益率较低。
4、储能收益模式
1）三大收益来源：
现货套利（主要收入，占比60%-70%）、容量电价（保底收入，占比30%-40%）、调频辅助服务（补充收入）。
新疆允许储能电站接入新能源场站并网，降低EPC成本，进一步提升收益。
2）容量电价政策可持续性：
内蒙容量电价（0.35元/kWh）结算顺利，但发电侧分摊机制能否持久存疑。
甘肃、宁夏等省份通过工商业用户电费分摊，机制更顺畅（如甘肃20GWh装机年补偿约20亿元，摊到每度电仅1分多，用户接受度高）。
3）风险分析：
若储能装机增速远超新能源装机，可能压制峰谷价差，影响长期收益。
政策可能动态调整（如山东容量电价已调整4次），以平衡储能收益与用户负担。
5、区域市场特点
1）西北地区（新疆、内蒙古）：
现货价差大+容量电价支持，收益率可达10%以上。
新疆750环网建成改善电网接入条件，进一步推动项目落地。
2）东部地区：
用电量大但现货价差小，收益依赖调频服务，独立储能竞争力较弱。
3）储能时长延长：
4小时以上项目成主流，同等功率下对电池需求提升。
4）AI数据中心拉动有限：
国内数据中心仍以大电网供电为主，配套储能项目较少，绿电配储比例需按政策要求（国家级节点绿电比例80%）。
6、2026年市场展望
1）装机规模上限：
受产业链（电芯产能）和政策调控限制，2026年实际装机大概率在220-260GWh，难突破300GWh。
国家能源局通过开工时间限制防止“抢备案不建设”的投机行为。
2）价差趋势：
电力现货市场推广可能加大价差，但调节资源增加（如火电、抽蓄）也会平抑波动，对储能运营精细化要求提高。
3）产业链影响：
电芯产能2026年逐步释放，但小集成商因采购成本和供货周期处于劣势，行业集中度将提升。
总结：国内储能市场处于高速增长期，政策驱动（容量电价）与市场机制（现货套利）共同推动装机放量。西北地区因资源禀赋和政策支持成为投资热点，而东部地区收益受限。未来行业竞争将更依赖精细化运营和政策适应能力，头部企业优势进一步凸显。
