河南省新型储能发展政策核心观点 - 河南省发布《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，设定了明确的产业发展目标，并出台了一系列涵盖项目建设、市场机制、技术标准、要素保障等方面的具体支持措施，旨在推动新型储能规模化、高质量发展，为能源绿色转型提供支撑 [2][22] 发展目标 - 到2030年，力争全省新型储能装机规模达到**2300万千瓦（23GW）**，其中用户侧储能装机达到**800万千瓦（8GW）**，预计带动项目直接投资**400亿元** [2][22] 项目建设与管理 - **加快独立储能项目建设**：要求项目在取得接入系统批复后**6个月内开工**，**15个月内建成投运**，逾期需重新办理手续 [3][22] - **强化项目进度监管**：同一投资主体有**三个及以上**项目逾期未开工，将纳入信用记录并实施失信惩戒；同一地市有**50%以上**纳规容量项目逾期未开工，将从严控制该地市储能项目规划指标 [4][22] - **推动新能源配建储能转型**：支持已投运且未申请过财政奖励的新能源配建储能项目转为独立储能电站，电网企业简化流程，按“能转尽转”原则办理 [6][22][23] - **新建项目模式引导**：未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按独立储能模式建设 [6][24] 市场机制与盈利模式 - **支持容量租赁**：鼓励新能源企业自愿租赁储能设施，并确保独立储能容量可在**全省范围**内调配使用，不受区域限制 [5][6][24] - **完善电价政策**：独立储能电站的充电电价、上网电价按**河南省电力现货市场价格**结算；向电网送电时，其相应充电电量**不承担输配电价和政府性基金及附加**；向增量配电网送电的小型抽蓄、新型储能电站，其充电电量也**不收取**相关费用 [6][7][24] - **健全市场交易机制**：完善新型储能参与**电力中长期**及**电力现货市场**的机制，建立健全参与**电力辅助服务市场**的机制，支持获取调频、黑启动、爬坡、备用等收益 [7][26] - **建立容量电价机制**：综合考虑项目额定功率、放电时长等确定有效容量，健全新型储能等调节资源的容量电价机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿 [7][26] 技术发展与创新支持 - **支持先进技术项目**：对能量密度大于**180瓦时/千克**、循环次数大于**10000次**、系统循环效率大于**89%** 的锂电池储能项目，以及充放电深度**100%**、循环次数大于**20000次**、时长大于**4小时**的全钒液流储能项目，在纳规、审批、并网、中央预算内资金等方面给予**优先支持** [11][29] - **鼓励技术攻关**：依托省科技重点研发专项，支持固态电池、大容量锂离子电池、钠离子电池等技术，以及构网型储能、分布式储能聚合等涉网控制技术攻关 [28] - **推动全钒液流电池发展**：加快电堆、双极板、离子交换膜等关键技术攻关，促进核心技术消化再创新 [28] 多元化应用场景拓展 - **支持煤电储能融合发展**：推动煤电机组与电化学、压缩空气、飞轮、热储能等联合运行，提升调节能力；相关设施用电按厂用电管理，但不计入厂用电统计 [8][9][26] - **支持用户侧储能发展**：鼓励化工、钢铁、制造、数据中心、冶金等行业建设**源网荷储一体化**项目，配置**长时储能**，降低用电成本，并鼓励其参与公用电网削峰填谷 [8][9][26] - **支持构网型储能建设**：鼓励企业建设构网型储能，提高系统效率，促进新能源与储能集成发展 [10][11][29] 要素保障与产业支持 - **优化并网服务**：电网企业受理接入申请后，需在规定时限内出具书面答复意见，其中**110(66)~220(330)千伏**项目为**30个工作日内**，**35千伏及以下**项目为**20个工作日内** [15][30][32] - **强化资源激励**：对在豫建成新型储能领域**国家级产业技术平台**的，按每亿元投资给予**5万千瓦**新能源资源配置激励；对获得**国家重大科技或示范项目**的，按每亿元投资给予**2万千瓦**激励 [17][32] - **完善融资与成本控制**：完善电解液租赁和融资渠道，鼓励企业以**租赁形式使用电解液**，以降低全钒液流储能的初始投入成本 [12][13][30] - **加强人才培养与引进**：鼓励高校设立新型储能专业，建立招生、培养、就业联动机制，并引进行业领军人才及团队 [32] 标准制定与安全规范 - **制定地方技术标准**：将研究制定**构网型储能、离网型储能、全钒液流电池**等新型储能技术的地方标准 [18][19][25] - **加强消防安全管理**：加快出台地方储能设施消防安全规定、日常运行消防安全管理规定和操作规程，提高设备性能及安全准入条件 [19][25]

2025年经营业绩 - 2025年累计发电量523.21亿千瓦时，同比降低3.56% [2] - 2025年累计上网电量485.62亿千瓦时，同比降低3.58% [2] - 2025年累计供热量7,075.36万吉焦，同比降低1.27% [2] - 2025年居民供热量6,435.86万吉焦，同比降低3.15% [2] - 2025年工业供热量639.50万吉焦，同比增加22.58% [2] - 2025年归属于上市公司股东的净利润18.77亿元，同比增长253.38% [3] - 2025年基本每股收益1.04元/股 [3] 容量电价与辅助服务 - 2025年河北省煤电容量电价为年度100元/千瓦，公司已按月获得容量电费 [3] - 2026年河北省煤电容量电价已提升至年度165元/千瓦 [3] - 随着火电角色转变，公司2025年辅助服务收入增长明显 [3] 项目投资与建设 - 公司定向增发已获深交所审核通过，正由证监会履行注册程序 [3] - 控股项目西柏坡电厂四期（2×66万千瓦）和任丘热电二期（2×35万千瓦）计划2026年下半年投产 [3] - 参股项目沧东电厂三期（2×660MW）、定州电厂三期（2×350MW）在建设中，秦电项目（2×660MW）已投产 [3] - 参股项目衡丰电厂扩建（2×660MW）在推进前期工作，尚未开工 [3] 未来发展规划 - “十五五”期间，公司目标打造以火电为主，储能与新能源为辅的“一体两翼”产业布局 [4] - 存量火电方面，将做好在建项目、争取等容量替代大机组、发展工业供汽 [4] - 新能源开发方面，将在优质资源地区谋划项目，并积极布局灵活性资源 [4] 投资者回报 - 2025年利润分配政策将分红比例从可供分配利润的30%提升至50% [4] - 公司实施了2025年前三季度现金分红，每10股派发现金股利1.00元，共分配红利约1.8亿元 [4] 市场与运营展望 - 预计2026年国内煤炭市场总体平衡，价格中枢接近2025年，波动幅度收窄 [3] - 目前河北北网（冀北电网）尚未开展电力现货交易 [3]

核心观点 电改持续深化，电力行业呈现“宽电量、紧电力”的供需格局，综合电价有望企稳[4] 投资机会聚焦于火电（容量电价重塑商业模式）、风电（政策底已现）、以及电网设备（国内特高压投资与设备出海高景气）[9][10] 行业回顾与展望 - **市场表现**：2025年初至2026年2月26日，红利风格整体表现不佳，公用事业板块（+6.6%）和电力板块（+4.8%）跑输沪深300（+20.1%）[18] 细分行业中，光伏发电（+25.0%）与火电（+18.0%）上涨，水电（-10.4%）与核电（-7.2%）下跌[18] - **电力需求**：2025年全社会用电量10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%[4] 第三产业和城乡居民生活用电对增长贡献达50%，其中充换电服务业用电增速达48.8%[24] - **供给格局**：截至2025年末，全国新能源（风电+光伏）装机容量占比达47.3%，发电量占比达16.7%[29] 预计“十五五”期间将维持电量供需宽松、电力供需偏紧的格局，综合电价有望企稳[32] - **工程投资**：2025年电源工程投资完成额1.09万亿元，同比减少6.5%；电网投资完成额6395亿元，同比增长5.1%[39] 国家电网宣布“十五五”期间固定资产投资预计达4万亿元，较“十四五”增长40%[9][39] 火电行业 - **电价与煤价**：2026年广东、江苏、浙江年度长协电价同比分别下降19.72、68.26、67.54元/兆瓦时[5][43] 2026年1月CCI动力煤大宗均价706元/吨，环比下降58元/吨[13] - **区域盈利分化**：2025年北方省份火电机组单位盈利整体向好，而东南沿海地区机组单位盈利承压[5][58] - **容量电价机制**：容量电价将煤电固定成本从电能量价格中剥离，2024-2025年多数地方固定成本回收比例约30%，2026年起提升至不低于50%[59] 每年每千瓦330元的容量电价水平基本可覆盖煤电固定成本[62] - **折旧释放利润**：现役火电机组多为2019年前存量机组，折旧到期时间集中在2030年前后，折旧到期后有望贡献稳定盈利，强化红利属性[5][64][65] 水电行业 - **经营稳健**：2025年主要水电公司经营稳健，长江电力水电发电量3071.94亿千瓦时，同比增长3.82%[6][66] 华能水电所属水电站发电量1208.15亿千瓦时，同比增长11.9%[72] - **电价机制**：锦官电源组送苏电价机制调整为“基准+浮动”，2023-2026年落地倒推上网电价均高于2019年的计划电价[80][86] - **配置价值**：水电股息率与国债收益率息差在2024下半年开始走阔[6] 2025年初至今水电净息差均值较2023.5-2024.4区间均值扩大71bp，在低利率环境下具备长期配置价值[6][87] 核电行业 - **广东电价止跌**：2026年广东取消核电变动成本补偿机制，核电电价止跌[7] 岭澳、阳江核电平均上网电价预计为347.5元/兆瓦时，较2025年的342.2元/兆瓦时有所回升[92] - **江苏电价影响**：江苏市场化电价下跌预计侵蚀中国核电2026年净利润约8.0亿元[7][93] - **铀价影响可控**：天然铀价格上涨对运营商盈利能力影响较小，铀价上涨至90美元/磅时，核电毛利率下降约1.7个百分点[7] 绿色电力 - **政策不确定性落地**：136号文推动新能源全面入市，辅以场外价差结算机制，绿电收入端政策不确定性落地[8] - **市场化电价分化**：从机制电价竞价结果看，高价主要集中在东部及西南省份，三北地区机制电价较低，且风电电价整体高于光伏[8] - **风电政策底已现**：风电增值税补贴退坡，政策底已现[8] 电网设备 - **国内投资**：国家电网“十五五”期间固定资产投资预计达4万亿元[9] 2025年国网输变电设备集招金额919.52亿元，同比增长25.2%，但特高压设备集招金额220.63亿元，同比减少15.6%[9] - **设备出口高增**：2025年一次设备出口金额保持高增长，其中液体介质变压器出口445.20亿元，同比增长48.6%；高压开关出口384.27亿元，同比增长31.5%[9] 投资建议 报告建议关注以下领域及对应受益标的[10]： - **火电**：关注容量电价重塑商业模式及折旧到期释放利润的机会 - **风电**：关注政策底已现带来的机会 - **电网设备**：关注国内特高压投资及一次设备出海的高景气机会

**涉及行业与公司** * **行业**: 储能行业（包括储能电池制造、储能系统集成、储能项目开发）[1][2][3] * **提及公司**: 德业、艾罗、固德威 [4] **核心观点与论据** * **板块大跌原因**: 储能板块大跌主要受津巴布韦暂停锂矿出口消息的情绪影响，而非基本面恶化 [1][2] * **基本面实际状况好于预期**: 成本传导、下游电站开工、项目收益均好于预期 [2][3] * **产能与需求旺盛**: * 头部电池制造商反馈年后所有电池产线已满产 [3] * 1-2月份招标94GWh，同比+120% [3] * 国央企集采大量启动，新疆等省份需求活跃 [3] * 各省项目优选清单要求2026年底前并网的容量达到320GWh [3] * **价格企稳回升**: * 近期储能系统中标价稳定在0.53元/Wh以上 [3] * 集采电芯价达到0.35元/Wh，相比去年0.42元/Wh的最低月均价回升明显 [3] * **容量电价政策带来重大积极影响**: * 测算显示，在165元/kW的容量电价及6小时时长要求下，储能每kWh放电量可增加0.08元收入，可提升项目内部收益率(IRR) 3个百分点(pct) [3] * 政策通过改善现金流、延长久期、降低融资利率三方面优化财务模型，其正面影响尚未被市场充分认知 [2][3] * 稳定的现金流预期可对冲碳酸锂价格上涨的影响 [3] * **项目开工与融资影响有限**: 头部集成商、电池制造商/开发商反馈其电站项目开工进度影响小，因项目生命周期和融资久期延长 [3][4] **其他重要内容** * **投资建议与关注点**: * 推荐具备下游涨价能力且排产提升明显的户储公司（如德业、艾罗、固德威），其估值均在20倍以内，后续排产预计持续上行 [4] * 这些公司排产纷纷创新高，受益于澳洲等热点地区及欧洲、东南亚的季节性复苏 [4] * 即使承担全部锂价上涨，相关公司估值仍在20倍以内 [4] * 后续关注AIDC电源、配储期权等机会 [4] * **客户接受度**: 储能系统出货价已高于材料联动水平，客户接受度高 [4]

行业投资评级 - 电力设备新能源行业评级为“买入”（维持） [6] 报告核心观点 - 储能行业投资正回归第一性原理，即关注项目资本金内部收益率（IRR），“114号文”的发布加速了储能电站盈利模型的理顺，资本金IRR 6.5%是衡量项目是否有较好投资价值的分界线 [1][16] - 国内大储能行业迈入健康发展轨道，龙头公司将因此受益 [4][54] 储能投资核心框架与基础假设 - 影响储能电站资本金IRR最核心的四大指标是：容量电价水平、现货市场套利价差与每日满充放次数、储能EPC成本、储能电站的寿命年限和循环次数 [2] - 报告基础测算假设：煤电容量电价165元/kW·年，全年最长净负荷高峰持续时长6小时，容量供需系数0.9；现货市场套利价差0.35元/kWh，每日满充放次数为1；储能项目为100MW/400MWh，EPC成本0.9元/Wh；电站寿命10年，不更换设备 [2][17][18][19][21] - 在此基础场景下，测算得出的储能电站资本金IRR为5.5%，税前全投资IRR为2.8% [3][22] 关键指标敏感性分析 - **容量电价**：煤电容量电价对IRR影响显著。当煤电容量电价为165元/kW·年时，现货市场套利价差需达到0.36元/kWh，资本金IRR才可超过6.5% [3][23]。若煤电容量电价提升至330元/kW·年，资本金IRR可达15.4% [3][23] - **现货市场套利价差**：是影响储能IRR的核心指标，若现货价差提升0.01元/kWh，项目资本金IRR提升1.4个百分点 [3][36] - **每日满充放次数**：对项目IRR影响极大，若次数提升0.1次，对应项目资本金IRR提升4.4个百分点 [3][36] - **储能EPC成本**：受碳酸锂价格影响。当碳酸锂价格为12/20/24万元/吨时，在其他条件不变下，现货市场套利价差需达到0.37/0.39/0.41元/kWh，才可满足6.5%的资本金IRR目标 [3][43]。或者，碳酸锂价格每上涨10万元/吨，对应火电容量电价需要上涨约50~60元/kW·年可有效对冲成本上升 [3][43] - **电站寿命**：对IRR影响极大。若电站寿命从10年提升至11年，资本金IRR将提升2.9个百分点至8.4%；若提升至15年，资本金IRR将提升至13.3% [4][46] 典型省份经济性测算 - 在2025年全年现货市场持续运行的地区中，山西、蒙西、山东、甘肃的储能项目资本金IRR在6.5%以上 [4][51] - 若按照现货市场运行以来的短期数据测算，海南、蒙东、江西、新疆、辽宁、云南、河北南网等地区的资本金IRR也高于6.5% [4][51] - 具体测算示例如下：山西（价差0.48元/kWh，容量电价165元/kW·年）资本金IRR为21.5%；云南（价差0.33元/kWh，容量电价330元/kW·年）资本金IRR为13.0%；山东（价差0.37元/kWh，容量电价165元/kW·年）资本金IRR为8.0% [52][53] 行业展望与投资建议 - 国内大储2026/2027年的装机量是锂电需求研判中的最核心变量，其实际经济性是重中之重 [4][54] - 未来需持续观察三个关键指标以判断经济性驱动的装机情况：各地区的煤电容量电价定价、各地区的储能项目清单规模、以及现货市场的价差变化情况 [4][54] - 随着行业健康发展，龙头公司将受益，报告建议重点关注宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、海博思创 [4][54]

国家电力市场政策演进 - 2026年1月，国家发改委、能源局发布114号文，将容量电价机制从煤电扩展至气电、抽水蓄能及电网侧独立新型储能，构建多电源协同的容量保障体系 [2][5] - 114号文明确自2026年起，煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%（约165元/千瓦·年），较2024-2025年过渡期的约30%（约100元/千瓦·年）大幅提高 [3][4][5] - 政策首次将电网侧独立新型储能纳入容量电价与可靠容量补偿机制，其定价以当地煤电容量电价为基础，按顶峰能力折算 [5] - 2026年2月，国务院办公厅发布意见，目标到2030年基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量70%左右 [5] 张掖市新能源与储能产业发展现状 - 截至2025年，张掖市电力总装机达1027万千瓦，新能源装机占比超80%，为匹配高比例新能源，已建成并网储能208万千瓦 [9] - 电网侧已投运独立共享储能电站8座，总规模134.25万千瓦/424.5万千瓦时；电源侧配建储能已投运28座，规模73.75万千瓦/210.5万千瓦时 [9] - 在建储能项目3座，总规模90万千瓦，预计2026年6月前投运；另有7个项目正办理前期手续 [10] - 乐观预计到2026年末，张掖市新型储能装机将达298万千瓦以上，甚至有望突破400万千瓦，成为甘肃省储能装机“排头兵” [9] 张掖市储能项目管控与运营策略 - 面对政策利好，张掖市选择控制新增储能项目备案，将发展重心从“重建设”转向“重运营”，以保护存量项目盈利空间 [6][7] - 管控原因包括：防止电网接入过饱和影响利用率、避免容量电价补贴总量被摊薄、防止“低充高放”电价差收窄导致市场收益下滑 [6][7] - 张掖市于2024年率先出台新型储能发展规划及实施方案，明确“六储三区两源一带”发展主线，并创新性将配储比例与电价政策挂钩 [7][10] - 2025年，张掖市储能项目参与电力市场交易比例达70%，较2023年翻了一番，并鼓励独立共享储能通过租赁模式服务多个新能源企业 [8] 储能项目经济性分析 - 以一座10万千瓦/40万千瓦时独立储能电站为例，总投资4.8亿元（1.2元/Wh），年运维成本200万元 [13] - 在114号文出台前，通过现货市场套利、调峰及调频服务，年收益可达5544万元，扣除成本后净利润3232万元 [13] - 114号文容量补偿机制实施后，初步计算该电站年收益可达6532万元，成本回收期约8年 [13] - 未来储能电站回报主要来自：1) 容量补偿收益（如甘肃标准为330元/千瓦·年，100MW电站年收益约3300万元）；2) 峰谷价差套利收益；3) 辅助服务收益；4) 政策补贴与税收优惠 [14] 产业链投资与区域发展影响 - 上市公司易事特计划在张掖追加投资6.432亿元，建设200MW/800MWh电网侧独立储能电站，该公司此前在张掖累计投资已近40亿元 [15] - 易事特在张掖布局从PACK生产线延伸至电芯生产，推动形成“电芯—模组—PACK—系统集成”全产业链 [15][16] - 张掖市储能产业涵盖磷酸铁锂、全钒液流、重力储能、抽水蓄能等多技术路线，直接带动就业，如临泽县锂电池项目预计创造600个岗位，抽水蓄能电站每年可带动3000余人就业 [16] - 目前15个存量新能源项目已吸纳1800余人次就业，全部开工后将新增1400余个岗位 [16] 战略定位与未来展望 - 若巴丹吉林沙漠（张掖）基地项目纳入国家规划，张掖将从“能源通道”跃升为“能源起点”，并可能崛起千亿级新能源产业集群 [1] - 张掖的“多能互补+柔性输电”模式旨在为全国沙漠、戈壁地区新能源开发提供可复制的样板 [1] - 随着全国统一电力市场体系建设，张掖储能将作为灵活性资源参与跨省跨区辅助服务交易，实现“一地投资、全国获利”的市场化运营新模式 [11]

政策核心 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，提出建立可靠支撑调节电源建设的容量市场 [1] 市场机制建设 - 进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制 [1] - 研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿 [1] - 支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕 [1] - 条件成熟时探索容量市场 [1] 行业影响与目标 - 政策旨在切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升其兜底保供能力 [1]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 铁矿石补库接近尾声，需求预期转弱；螺纹钢和热轧卷板表需环比走弱，宽幅震荡；硅铁和锰硅基本面与情绪面博弈，宽幅震荡；焦炭和焦煤高位震荡；动力煤节前煤价以稳为主；原木港口到货偏低，现货价格稳中有涨 [2][4][8][9][13][17][21][23] 根据相关目录分别进行总结 铁矿石 - 期货合约I2605收盘价760.5元/吨，跌8元/吨，跌幅1.04%，持仓514,745手，减少10,368手；进口矿和部分国产矿现货价格下跌；基差和价差有变动 [4] - 中国1月RatingDog制造业PMI 50.3；多家房企现不被要求每月上报“三条红线”指标，部分出险房企需向总部所在城市专班组定期汇报财务指标 [4] - 趋势强度为 -1，看空程度较弱 [5] 螺纹钢和热轧卷板 - 螺纹钢RB2605收盘价3,077元/吨，跌20元/吨，跌幅0.65%；热轧卷板HC2605收盘价3,251元/吨，跌14元/吨，跌幅0.43%；各地现货价格有涨跌 [9] - 2月5日钢联周度数据显示，产量、总库存和表需有变化；2026年1月下旬重点统计钢铁企业粗钢、生铁日产环比下降，钢材日产环比增长；必和必拓上半年铁矿石产量创新高，接受部分价格下调；2025年12月我国进口钢材量和均价有变化；商务部、海关总署对部分钢铁产品实施出口许可证管理 [10][11] - 趋势强度均为0，呈中性 [11] 硅铁和锰硅 - 硅铁和锰硅期货合约收盘价有变动，各地现货价格有差异；期现价差、近远月价差和跨品种价差有变化 [14] - 两部门提升煤电机组固定成本回收比例，完善电力市场交易和价格机制；2月硅铁采购价和量有变化；1月宁夏硅铁电价整体下降，青海电价上涨；UMK 3月对华锰矿报价上涨，部分南非锰矿山生产发运受影响；2月6日锰矿库存总量环比下降 [13][14][15][16] - 趋势强度均为0，呈中性 [16] 焦炭和焦煤 - 焦煤JM2605收盘价1138.5元/吨，跌33.5元/吨，跌幅2.9%；焦炭J2605收盘价1698.5元/吨，跌39.5元/吨，跌幅2.3%；各地现货价格大多持平 [17] - 2月6日CCI冶金煤指数部分持平；2月6日炼焦煤线上竞拍挂牌量、流拍率和溢价情况有变化，下游焦企补库尾声，需求减弱，竞拍资源跌多涨少 [17] - 趋势强度均为0，呈中性 [20] 动力煤 - 产地、港口、海外价格及2月长协价格有变动 [21] - 2月6日港口市场稳中探涨，进口动力煤低卡难买到货，报价上涨；印尼能源与矿产资源部未批准煤企2026年计划和预算，最终产量额度不确定；印尼煤炭协会称政府削减产量配额或致煤矿关停 [21][22] 原木 - 各合约收盘价、成交量和持仓量有变化，部分现货价格稳中有涨 [23] - 中国1月RatingDog制造业PMI 50.3；多家房企现不被要求每月上报“三条红线”指标，部分出险房企需向总部所在城市专班组定期汇报财务指标 [25] - 趋势强度为0，呈中性 [26]

文章核心观点 - 2026年，在“容量电价”和“资产证券化”双轮驱动下，独立储能将迎来大规模投资，行业正从政策与装机驱动转向价值与资产质量驱动 [3][4][13] 政策驱动：容量电价机制确立 - 2026年1月30日，国家发改委、能源局发布“114号文”，首次从国家电价机制层面将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价机制，认可其容量价值 [3] - 政策明确储能容量电价向煤电看齐，根据顶峰能力按比例折算，使其首次获得与煤电同等的容量价值认定 [5] - 2026年煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，全国补偿标准提升到165元/kW/年，甘肃达到100%即330元/kW/年，储能容量电价预计在165-330元/kW/年区间 [5] - 在甘肃，6小时储能电站可拿满330元/kW/年的容量补偿，这部分收益可能占其全年收益的1/3左右 [5] - 截至2026年1月，全国已有超过10个省份出台了独立储能容量电价/补偿政策，为收益提供“兜底” [4] 市场表现与盈利模式转变 - 2025年中国储能新增装机62.24GW/183GWh，同比增长84%创历史新高；其中独立储能新增装机35.43GW，占全部新增储能的56.6% [4] - 2025年第三季度，独立储能新增装机占比超过80%，标志着行业从政策驱动转向价值驱动 [4] - 此前“136号文”取消强制配储，明确独立储能市场主体地位，使其可通过容量电价、辅助服务交易、电能量市场套利等多渠道获取收益，构建“动态收益组合” [4] - 容量电价机制填补了收益确定性缺口，使储能收益模型从“高波动、强依赖”转变为“稳底座、可建模” [6] 资产证券化取得突破 - 2026年初，上交所受理了首单以独立储能电站为底层资产的持有型不动产ABS（财通资管-阿特斯项目），拟发行金额为4.51亿元，底层资产为甘肃肃州200MW/800MWh独立储能电站 [7] - 这是独立储能首次进入标准化金融市场，若发行成功将彻底改写行业投资逻辑，从依赖政策补贴的工程模式转向以长期运营收益为锚点的资产模式 [7] - 2026年2月2日，易储能源携手财通资管正式启动机构间REITs储能项目，旨在打造行业REITs标杆案例 [7] - 资产证券化（如ABS、REITs）旨在构建“投资、建设、运营、盘活、再投资”的资本闭环，解决行业重资产、长周期的根本痛点 [8] 新能源资产化趋势加速 - 光伏和风电已先行进入常态化、多层次资产证券化阶段：首单光伏公募REITs（中航京能光伏REIT）于2023年发行，2026年初完成首批扩募；首单分布式光伏持有型ABS（天合富家项目）于2025年11月获批 [8] - 风电领域，首单国企陆上风电REITs（工银蒙能）于2024年底上市；首单民企陆上风电公募REITs（明阳智能）于2024年7月发行；首单平价风电ABS（远景能源）于2025年6月发行 [8] - 2025年12月，上交所受理了新能源领域首单电池资产持有型不动产ABS（蔚能电池储架ABS），拟发行金额50亿元，底层资产为蔚能公司运营的电池资产，规模已突破30GWh [8][9] - 独立储能ABS的发行将推动行业从“拼装机”转向“拼资产质量”，资产质量将直接决定其估值水平 [9] 全球资本视角与行业定位 - 全球局势动荡加剧，资本正加速转向寻求具有确定性收益和抗通胀属性的实物资产，如大宗商品和基础设施 [11] - 全球大型投资机构（如高盛、BlackRock、CIP、KKR等）正加大对新能源电站及相关基础设施的资本投入 [11] - BlackRock在《2026年全球投资展望》中指出，当前是投资能源、电网、交通与数字基础设施的好时机，相关资产估值处于历史低位区间 [11] - 高盛于2025年3月设立约10亿美元资本用于气候转型相关业务融资，7月为英国1.4亿英镑储能项目提供债务融资；KKR在2025年拍下意大利1.6GWh电池储能项目 [11][12] - 新能源被视为AI时代的“房地产”，国际资本看重其受宏观波动影响小、需求和收益确定性强的核心资产属性 [12] - 2026年，全球资本对优质实体资产的追逐浪潮将加速传导至中国，国内储能电站正成为“收入型基础设施资产”，将吸引更多国有与市场化资金大规模涌入 [13]

行业投资评级 - 评级：增持 [1] 报告核心观点 - 对待2026年长协电价不必过于悲观，全国电厂电价跌幅可能在2分左右，若煤价下跌，电厂盈利可能持平甚至部分电企业绩上行 [5] - 北方电厂业绩好的概率更大，建议关注区位靠北方的电厂以及低估值的全国性电厂H股 [3][5] 行业供需与装机情况 - 2025年全国用电量10.37万亿度，同比增长5.0%，“十四五”期间年均增长6.6% [5] - 截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1% [5] - 预测2026年全社会用电量10.9-11万亿度，同比增长5%-6%，统调最高负荷15.7-16.3亿千瓦（2025年迎峰度夏期间为15.08亿千瓦） [5] - 预测2026年新增发电装机超4亿千瓦，其中新能源超3亿千瓦，煤电比重降至31%左右 [5] 电力市场与电价动态 - 2026年新增电源较多，特高压外送加速，南方电价继续承压 [5] - 2026年1月安徽售电市场出现批零价格“倒挂”，批发侧均价367.17元/兆瓦时，零售侧均价358.43元/兆瓦时，全省售电公司预计亏损约1.19亿元 [5] - 华东能源监管局认定皖能股份、淮河能源、国能神皖能源控价，分别罚款80万、40万、40万元 [5] 基础设施与项目进展 - 国家电网2026年1月累计完成固定资产投资308亿元，同比增长35.1% [5] - 宁夏中卫电厂4号机组投产，标志着全国首批“沙戈荒”能源大基地配套调峰电源首台机组正式商运，该基地配套建设1300万千瓦新能源项目，其中风电/光伏/调峰煤电分别为400/900/464万千瓦，设计年发电量达110亿度 [5] - 粤电力下属茂名博贺电厂3、4号2×1000MW机组通过试运行 [5] - 江阴利港2×100万千瓦9号机组通过试运行，具备行业领先的20%深度调峰能力 [5] 公司业绩与板块展望 - 2025年受益于来水偏丰，黔源电力归母净利润预增160-190% [5] - 2025年受益于煤价下行，甘肃能源归母净利润预增19-28% [5] - 火电水电板块业绩和估值修复均可期 [5]