行业投资评级 - 强于大市（维持评级）[6] 报告核心观点 - 国家发改委和能源局出台《关于完善发电侧容量电价机制的通知》标志着国内储能行业从“政策需要”向“市场需求”转变 开启了发展新篇章 [2] - 容量电价机制是新型储能的重要收入来源 能保障其合理的投资回报率 政策落地将推动储能商业模式的完善 [3] - 尽管碳酸锂价格上涨曾对储能投资回报率造成负反馈 但其价格已回落 投资意愿正在修复 叠加海外需求爆发 建议重视储能龙头公司的低位布局机会 [5] 政策背景与目的 - 政策出台背景：136号文推动新能源全面入市且不强制配储 新型储能正从“十四五”的强制配储转向“十五五”的市场需求 《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》明确将新型储能与煤电、抽水蓄能并列 要求健全其容量电价机制 [3] - 政策目的：借鉴成熟国家经验 通过容量电价机制（尤其是长年限容量合同）反馈新型储能在保障电力系统调节能力方面的价值 保障其合理的内部收益率回报 [3] 容量电价机制细节 - 各省份储能容量电价预期：政策将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50% 按照“火储同补”原则 假设大部分省份容量电价为165元/千瓦·年 对于一个100MW/4h的独立储能电站 参考甘肃的有效容量计算方式 各省的容量补偿收入约为1700万元/年 [4] - 项目清单管理及建设流程：114号文要求各省对源网侧项目进行清单化管理 只有入库项目才能优先建设 [4] - 可靠容量定义和分摊机制：可靠容量严格定义为“机组全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量” 国内火电可靠容量系数约为0.94 以甘肃为例 系统净负荷高峰持续时长为6小时 则4小时储能系统的可靠容量系数为4/6=67% [4] - 费用分摊与支撑能力：容量补偿费用列入系统运行费 由下游工商业企业承担 政策要求建立电价承受能力评估制度 从严控制相关地区项目申报 以甘肃为例 2025年约1600多亿度工商业用电量 系统运行费每增加1分钱 能支撑约10GW/40GWh的新型储能装机 [4] 储能行业近况与投资建议 - 行业近况：碳酸锂价格上涨曾对储能项目的内部收益率计算产生负反馈 影响与集成价格、EPC价格及容量电价测算相关 当前碳酸锂期货价格已回归至15万元/吨以内 负反馈影响预期正在减弱 投资意愿（招投标和装机决策）正在修复 [5] - 生产情况：2月份储能电芯头部企业排产环比下滑约10% 整体表现比较稳健 [5] - 投资建议：头部企业将更受益于海外储能需求的爆发 能有效平滑国内储能需求端的波动 建议当前时间点非常重视以宁德时代为代表的储能锂电龙头和以阳光电源为代表的储能系统龙头公司的低位绝对收益布局机会 [5]