政策核心目标 - 2030年目标为建立多层次消纳调控体系，新增用电量主要由新能源满足，每年支撑2亿千瓦以上新能源消纳，助力碳达峰 [1] - 2035年目标为建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场发挥基础配置作用，支撑国家自主贡献目标 [1] 核心赛道聚焦 - 文件核心聚焦新型储能与新能源两大赛道，其中风电、光伏装机因2025-2035年发展目标已明确，后续增速将相对平缓 [3] - 新型储能定位已从“辅助调节工具”升级为“新能源高质量消纳的必备基础设施”，贯穿于集中式新能源基地、分布式新能源项目、电力市场交易等全场景 [3] - 新型储能的核心价值在于助力新能源电力消纳、平抑电网负荷波动，其需求增长因政策导向而奠定坚实基础 [3] 储能需求驱动力 - 自2026年1月1日起，所有新光伏项目需进入市场化交易，不再享受保障性收购，催生了对储能的真实需求以应对日间高峰负电价风险 [5] - 储能可通过峰谷套利、提供调峰调频服务等多种方式获利，收益率显著提升，在内蒙古等地区叠加容量补偿政策后收益更可观 [5] - 中美两大市场需求集中释放导致2025年6月后阶段性供需错配，美国市场为规避2026年生效的“301条款”出现需求前置，中国市场则为应对电力市场化改革加速部署 [5] 市场发展阶段与规模 - 中国市场抢装核心驱动力是政策时间节点，如2025年12月31日前在内蒙古完成并网的项目能获得20-40%的高收益率，本质是为2026年所有项目进入同一起跑线做准备 [6] - 目前中国市场要达到平稳装机状态保守估计至少需要2000GWh的储能容量，当前装机热潮是在补齐电力系统所需的灵活性资源 [6][11] - 美国市场因EPC资源有限、项目审批流程长，短期内难以大规模提升装机量，需求前置规模相对可控 [6] 区域盈利模式差异 - 内蒙古储能项目经济性大幅改善，政策调整后峰谷价差预计将拉大，储能可通过电力市场报价、调峰调频、容量出租等多种方式获利 [7] - 东部省份如河北、山东在2025年底出台实施细则后，项目月度收益率可达17%左右，巨大峰谷价差（0.4-0.7元，广东可达1元）是核心驱动力 [10] - 不同区域盈利逻辑呈阶梯化特征：西北地区依赖容量补偿，东部沿海依托峰谷价差，四川、云南等风光资源较差地区有独特模式 [10] 成本与供应链分析 - 碳酸锂价格下降对成本影响权重变化，2025年其价格每上涨1000元/吨对电池价格影响已不足0.005元/瓦时 [7] - 当前储能系统成本降低更多源于全行业产能规模化扩张和生产效率提升，但2026年市场需求激增叠加碳酸锂价格回升趋势将调整成本逻辑 [8] - 2025年全球储能出货量预计为500多GWh，装机量为300多GWh，2026年差距将扩大，差异主因统计口径、重复计算及海运周期（超35天）影响 [9] 行业长期前景 - 储能市场年均装机增幅未来五年有望达到40%-50%，市场需求具备持续增长内生动力，不依赖补贴 [10][13] - 储能与新能源装机是单向配合关系，其核心功能是提供灵活性资源和实现能量时移，始终跟随并服务于发电端 [12] - 储能是长周期、大波段的投资过程，其经济性正帮助光伏等不稳定电源更好地替代传统能源，成为能源转型不可或缺的支撑 [13]