核心观点 - 青海省发布储能容量电价机制征求意见稿，成为国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（114号文）后首个出台容量电价的省份，标志着储能商业模式和经济性取得关键突破 [1][2] - 根据青海省的计算方法，4小时储能系统的资本金内部收益率可达9%，经济性已经走通，随着未来各省细则落地，全国范围内的储能经济性跑通可期 [2][3] - 2026年储能需求增长确定性高，行业预计将迎来高增长，建议增持储能板块，重点关注储能系统、电池及锂电材料环节 [1][2][4] 政策进展与影响 - **青海首推容量电价**：2026年2月25日，青海省发改委发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，对符合条件的发电侧及独立新型储能电站建立容量补偿机制 [2] - **机制覆盖范围**：机制适用于全省合规在运的公用燃煤发电、燃气发电、特定光热发电以及未参与配储的电网侧独立新型储能电站 [2] - **全国性示范意义**：青海此举是114号文后的首个省级案例，为其他省份出台细则提供了范本，有望推动全国性储能经济性问题的解决 [1][2] 储能经济性分析 - **容量电价计算方法**：容量电费 = 机组申报容量 × 容量供需系数 × 容量补偿标准 [3] - **具体补偿标准**：2026年容量补偿标准为165元/（千瓦·年），再乘以小时数除以4（对比部分省份除以6的机制更优） [3] - **关键参数与收益**：2026年全省容量供需系数为1.04，新型储能厂用电率暂按10.39%计算，据此测算，4小时储能电站每千瓦年度补偿价格为153.77元/（kW·年） [3] - **现货市场收益**：2026年1月青海独立储能报量报价参与现货市场，充放电价差为0.38元/度电 [3] - **经济性走通**：以0.35元/度的电价差进行测算，4小时储能系统的资本金内部收益率可达9%，表明项目已具备经济可行性 [3] 行业需求与市场表现 - **近期装机数据亮眼**：2026年1月，中国新增储能装机3.8GW/10.9GWh，同比分别增长62%和106% [4] - **电池销量强劲**：2026年1月，储能电池销量达到46.1GWh，同比增长164.0% [4] - **未来增长预期**：行业认为，在全国性容量电价政策推动下，2026年储能需求高增长的确定性很强，预计全球储能增速将达到50% [4] 投资建议 - **建议增持储能板块**：基于政策突破和经济性改善的预期，建议增持储能相关板块 [1][2] - **重点关注方向一**：受益于需求向好的储能系统和电池环节 [2] - **重点关注方向二**：需求释放后，可能迎来量价齐升的锂电材料环节 [2]

青海储能容量电价政策落地 - 青海省发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知(征求意见稿)》，这是国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(即“114号文”)后首个出台容量电价的省份，对发电侧系统容量按贡献予以补偿[2] - 该机制适用于全省合规在运的公用燃煤发电、燃气发电、特定光热发电以及未参与配储的电网侧独立新型储能电站，补偿资金由全体工商业用户公平承担[2] 1月装机数据亮眼，看好26年储能需求 据中关村储能产业技术联盟公众号，1月新增装机3.8GW/10.9GWh，yoy+62%/106%。据中国动力 （600482）电池产业创新联盟公众号，1月，储能电池销量为46.1GWh，yoy+164.0%。2026年开年以 来，储能需求强势，该行认为，在全国性容量电价出台后，随着各省细则出台，全国性跑通可期，储能 需求高增的确定性强，全球来看，该行预计2026年储能增速达50%。</doc> <doc id='5'>风险：储能政策不及预期，原材料涨价超过预期。</doc> --------- [注意事项] 1) 使用中文,不要出现句号 2) 采用markdown格式 3) 不使用第一人称, 以"公司"、"行业"代替 4) 只输出关于公司和行业的内容 5) 在每一个关键点后用[序号]形式引用原文档id 6) 一个[序号]只应该包含一个数字，不能包含多个，如果多个就用[序号][序号]分开写 7) 每个关键要点后边的 [序号] 不要超过 3 个 [输出示例] 话题1 - 关键要点1 [2][3] - 关键要点2 [8] - 关键要点3 [29] 话题2 - 关键要点1 [33] - 关键要点2 [37] - 关键要点3 [56] ```markdown 核心观点 - 青海省落地“114号文”后全国首个储能容量电价政策，标志着储能商业模式和经济性取得关键突破，随着未来各省细则出台，全国范围内储能经济性走通可期，2026年储能需求有望高速增长[1][2] - 行业建议增持储能板块，重点关注受益于需求释放的储能系统与电池环节，以及后续可能迎来量价齐升的锂电材料环节[1] 政策进展与影响 - 青海容量电价政策自2026年2月25日起征求意见，拟建立发电侧容量补偿机制，对包括未参与配储的电网侧独立新型储能电站在内的多种电源按贡献予以补偿[2] - 容量电价计算方法为：容量电费=机组申报容量×容量供需系数×容量补偿标准，其中2026年容量补偿标准为165元/(千瓦·年)，再乘以小时数除以4，该计算方式（除以4）相较于部分省份的除以6，对主流2-4小时储能系统更为有利[3] - 按公式测算，2026年全省容量供需系数为1.04，考虑10.39%的厂用电率后，一个4小时储能电站每千瓦年度补偿价格可达153.77元/(kW·年)[3] - 结合2026年1月青海独立储能参与现货市场实现的0.38元/度充放电价差，若以0.35元/度电价差测算，4小时储能系统的资本金内部收益率可达9%，表明其经济性已走通[3] 行业需求与市场表现 - 2026年1月国内新型储能新增装机规模达3.8吉瓦/10.9吉瓦时，同比大幅增长62%/106%[4] - 同期，储能电池销量达到46.1吉瓦时，同比增长高达164.0%[4] - 基于强劲的开年数据和全国性容量电价政策推进的预期，行业认为2026年储能需求高增长的确定性增强，预计全球储能增速将达到50%[4] 投资关注方向 - 直接受益于储能需求大规模释放的储能系统和电池环节[1] - 随着储能需求大幅增长，锂电材料环节可能迎来销量与价格同步提升的局面[1]

行业投资评级 - 评级：增持 [1] 报告核心观点 - 青海省打响了国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（114号文）后储能容量电价的第一枪，随着未来各省细则落地，全国储能经济性走通可期，2026年储能需求高增可期，建议增持储能板块 [3][6] 政策事件与影响 - **事件**：2026年2月25日，青海省发改委发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，这是114号文后第一个出台容量电价的省份 [6] - **覆盖范围**：机制适用于全省合规在运的公用燃煤发电、燃气发电、未纳入可持续发展价格结算机制且不含新能源补贴的光热发电，以及服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站 [6] - **意义**：此举标志着全国性储能容量补偿机制开始落地，为储能商业模式和经济性打通提供了关键政策支持 [6] 储能经济性测算 - **容量电价计算**：容量电费 = 机组申报容量 × 容量供需系数 × 容量补偿标准 [6] - **关键参数**： - 2026年容量补偿标准为165元/（千瓦·年） [6] - 补偿标准需再乘以小时数/4，相较于此前部分省份采用的除以6的机制，对主流2-4小时储能系统更为有利 [6] - 2026年度全省容量供需系数为1.04 [6] - 新型储能厂用电率暂按10.39%计算 [6] - **经济性结果**： - 按公式计算，4小时储能电站的每千瓦年度补偿价格为153.77元/（kW·年） [6] - 2026年1月，青海独立储能报量报价参与现货市场，充放电价差为0.38元/度电 [6] - 若以0.35元/度的电价差测算，4小时储能系统的资本金内部收益率（IRR）可达9%，表明经济性已走通 [6] 行业需求与数据 - **近期装机数据**：2026年1月，中国新增储能装机3.8GW/10.9GWh，同比分别增长62%和106% [6] - **电池销售数据**：2026年1月，储能电池销量为46.1GWh，同比增长164.0% [6] - **需求展望**：2026年开年以来储能需求强势，在全国性容量电价政策出台及各省细则有望陆续落地的背景下，储能需求高增的确定性强。预计2026年全球储能增速将达到50% [6] 投资建议与标的 - **建议增持储能板块**，主要关注两个方向 [6]： 1. **直接受益于需求增长的储能系统和电池环节** - **推荐标的**：海博思创、宁德时代、亿纬锂能、中创新航、阿特斯 [6] - **相关标的**：阳光电源、鹏辉能源 [6] 2. **需求传导下可能量价齐升的锂电材料环节** - **推荐标的**：湖南裕能 [6] - **相关标的**：万润新能、富临精工、天际股份、天赐材料、多氟多、恩捷股份、佛塑科技、星源材质 [6]

报告投资评级 - 行业投资评级：增持 [2][3] 报告核心观点 - 储能首个国家级容量电价政策出台，为容量电价在全国性推广打下坚实基础，储能经济性全国跑通可期，国内储能未来几年有望高增 [3][5] 政策核心内容 - 政策发布：2025年1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《完善发电侧容量电价机制的通知》，首次提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [5] - 政策对象：对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [5] - 政策意义：此前国家级燃气轮机和新型储能缺乏统一容量电价政策，此次政策为全国性推广打下坚实基础 [5] 经济性影响分析 - 关键作用：容量电价是储能跑通经济性的关键 [5] - 案例测算：以甘肃为例，当地容量电价为330元/kW·年，为项目提供基础收益保障，测算资本金内部收益率为11%，若无容量电价则经济性较难跑通 [5] - 市场展望：随着各省份容量电价政策落实，全国性经济性跑通，储能市场高增可期 [5] 技术配置趋势 - 时长折算：政策规定容量电价要根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [5] - 地方参考：参照甘肃政策，当地采用满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电作为公式 [5] - 未来趋势：随着新能源在电网发电系统中占比越来越高，储能的利用和配置时长将得到提升 [5] 电价影响评估 - 居民农业用户：对终端居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策 [5] - 工商业用户：发电侧容量电价机制完善后，调节性电源通过电能量市场回收的成本下降，通过容量电价回收的成本上升，“一升一降”形成对冲，对工商业用户购电成本影响不大 [5] - 系统效益：完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，更好地保障用户用电需求 [5] 投资建议与相关标的 - 投资建议：随着全国性容量电价出台，新型能源体系建设有望加快，国内储能未来几年高增可期 [5] - 储能系统标的：海博思创、阳光电源、阿特斯 [5] - 储能电池标的：亿纬锂能、鹏辉能源、宁德时代、中创新航、欣旺达、国轩高科 [5] - 储能变流器标的：上能电气、固德威、正泰电源 [5]

“十四五”电力行业发展回顾 - 2021-2024年新能源新增装机规模达8.72亿千瓦，占全国总新增装机规模的76%，新能源发电量占比从2021年的11.7%提升至2024年的18.5% [2] - 2024年末新能源累计装机规模达到14.44亿千瓦，已提前完成2030年风电、太阳能发电总装机容量超12亿千瓦的目标 [2] - 各电源盈利表现分化：火电盈利周期波动大，煤价敏感度高；新能源步入平价时代后盈利能力整体下滑；核电盈利相对稳健；水电业绩随来水波动但分红比例高 [2] “十五五”电力系统转型趋势 - 政策重心从规模扩张转向高质量建设新型电力系统，预计电力需求侧保持5%~6%的稳健增速 [8] - 预计“十五五”新能源新增装机占电力总新增装机规模的70%以上，年均新增装机节奏（250-300GW）较2023-25年高峰有所放缓 [9] - 传统电源中，煤机保持一定增量但占比持续下降，水电新增装机以抽水蓄能为主，核电迎来投产高峰 [9] - 电力市场化改革纵深推进，电能量价格在“十五五”前期承压，中后期有望随AI、数据中心等新兴需求带动而触底反弹 [9] 多元化电价体系与调节性资源建设 - 煤电容量电价机制目标在2026年将固定成本回收比例提升至不低于50%，甘肃已率先提升至100% [10] - 新型储能规模化建设目标为2027年全国装机规模达到1.8亿千瓦以上，并通过容量补偿、辅助服务市场等多维度提升经济性 [11] - 内蒙古、山东、安徽、河南等地已出台储能支持政策，包括放电量补偿（如内蒙古2025年标准为0.35元/千瓦时）、市场化容量补偿机制等 [13] 各电源盈利展望 - 火电盈利周期波动有望通过容量电价和辅助服务收入平滑，利用小时趋势下行但现金流改善，派息率可能提升 [14] - 核电在“十五五”中后期进入高速投产阶段，驱动业绩增长 [14] - 水电增量开发以抽蓄和水风光大基地为主，维持高分红属性 [14] - 新能源行业在“十五五”前2-3年仍面临消纳与电价压力，后期随特高压建设、绿电非电应用拓展有望企稳 [15] 光伏行业发展与挑战 - “十四五”末国内光伏累计装机预计达1100GW，较“十三五”末的253GW大幅增长 [16] - “十五五”初期全球年新增装机预计略下滑至500GW左右，而国内产业链年产能达1000-1500GW，供需错配导致价格承压 [16] - “反内卷”政策推动产能整合与价格修复，3Q25产业链价格已明显回升，龙头企业盈利格局有望集中 [17] - 储能需求高速增长，2025年上半年光伏发电量占全社会用电量11.5%，风光装机波动性提升对调节性电源需求 [20] 风电行业展望 - “十四五”风电年均新增装机约79GW，2025年预计达130GW，但海风除2021年抢装外发展缓慢 [23] - “十五五”目标为年新增装机不低于1.2亿千瓦，其中海风不低于1500万千瓦，需求在2025年高基数下稳中有增 [26] - 国内陆风风机中标价格较低位上涨5%以上，预计带动整机环节净利率提升3ppt以上，产业链盈利自2026年好转 [27] - 出海从少数环节扩展至整机、基础、海缆等，欧洲等高端市场订单放量 [28] - 风电制氢氨醇等非电利用被纳入可再生能源消费考核，商业化项目逐步落地，成为新增长点 [30] 储能与海外市场机遇 - 国内储能政策框架完善，容量电价机制从电网侧扩展至各类新型储能，收益来源多元化 [21] - 海外储能市场在电芯降价后实现平价，欧洲、澳洲需求高增，美国受政策与AI需求驱动，全球储能“十五五”快速增长 [21] - 光伏企业凭借产品与渠道优势切入储能市场，收获第二增长曲线 [21]

行业与公司 * 行业涉及新能源（风电、光伏）、储能、绿色氢氨醇等可再生能源领域 [1] * 公司类型涉及新能源发电企业、储能技术及系统集成商、高耗能企业等 [2][4][5] 核心观点与论据 新能源政策与市场转向 * 核心痛点在于消纳和电价 三北地区如新疆、甘肃、蒙西光伏限电量已超过40% 部分甚至高达50% [2] * 136号文取消全额保障性收购 电网不再承担未能上网电量的责任 促使市场需扩大非电应用（如绿色氢氨醇）以确保消纳 [1][2] * 文件首次提出可再生能源消费最低比重 考核重点用能企业 推动高耗能企业承担可再生能源消费责任 [1][2] * 预计“十五”期间风光装机规模将保持在250GW/年左右 国家支持可再生能源发展 强调质量与数量并重 [1][2][3] 绿色氢氨醇发展前景与经济性 * 绿色氢氨醇是能源转型中不可替代领域的重要解决方案 终端能源消费中电力占比约28%-29% 计划2025年提升至65%-70% 但冶金、船舶燃料等领域无法完全依赖绿电 [4] * 煤制氢成本约10元/吨 风光制氢成本原为18-20元/吨 但蒙西地区利用高效风光资源 绿电制氢成本已降至12-13元/吨 接近煤制氢成本 [4] * 随着技术进步和政策支持 “十五”期间绿色氢安全经济性将进一步凸显 [4] 储能产业现状与政策驱动 * 储能产业处于关键转折点 2025年容量补偿/电价政策成为焦点 原有商业模式（融资租赁、峰谷套利）难以为继 [5][6] * 2025年储能市场爆发性增长主要得益于蒙西地区出台的发电量补贴政策 每度电补贴0.35元 [7] * 蒙西政策使储能项目年收入可达55%-60%以上 一个10万千瓦、2小时储能项目年总收益可达3,300万元以上 收益率约25% [7][15] * 蒙西采取激进政策原因包括推动新能源产业发展以及当地抽水蓄能等调节能力缺乏 [8] * 蒙西政策引发其他省份效仿 甘肃执行每千瓦330元的两年期限电价政策 宁夏从2025年100元提高至2026年165元 [9][10][12] 储能市场未来预期与区域差异 * 2025年中国储能市场预计新增装机45-50GW 时长接近2.5小时 [2][11] * 2027年全国新型储能装机规模预计达2亿千瓦以上 每年至少新增45GW左右 2030年预计可达350GW 总存量超6亿千瓦 [2][11] * 各地区收益差异大 蒙西收益最好（收益率25%） 其次是甘肃（总年收入近3,000万元 收益率12-13%） 新疆基本盈亏平衡 山东、宁夏、安徽、辽宁等地收益未达标 [15][16] * 未来收益率受边界条件变化影响 如农网补偿标准提高、补偿年限延长、现货市场调用频次增加 2025年1-8月新金属掉电品质比去年同期提升至少10% [16] 储能技术路线与竞争格局 * 抽水蓄能发展空间有限 预计2030年装机达1.5亿千瓦左右 [19] * 锂电池（特别是磷酸铁锂）成本较低、技术成熟 目前集成成本约每瓦时0.7-0.8元 占比超95% 预计2027年仍占85%以上市场份额 [19][23] * 压缩空气储能是重要发展方向 液流储能灵活性强但成本高 经济性未达标 飞轮、超级电容等满足局部调频需求 [19][20] * 未来三至五年内 以大规模长时储能为主的发展趋势明确 [20] 工商业储能与其他风险 * 工商业储能预计平稳有序增长 主要依赖峰谷价差套利 但随供需缓和 价差缩小及调用频次减少 盈利能力受限 [21] * 全国80%以上工商业用户集中在浙江 通过峰谷价差超过0.6元/千瓦时实现盈利 江苏也有条件但发展速度不如浙江 [22] * 政府一般不承担储能调节成本 由发电企业或工商用户分摊 风险点包括安全性问题、竞争关系导致的容量电价下降、以及现货市场价格被压缩 [24] 光伏行业与储能需求关联 * 新能源订单入市后各省限价措施产生反内卷效果 上游硅料涨价压力由市场需求决定 [25] * 未来可能通过非光伏组件部分实现反内卷 确保真实成本（组件、建设、逆变器等综合成本约0.25-0.26元/千瓦时）得到合理考虑 [25][26] * 风光装机速度放缓（年增200-250GW）使储能需求减弱 若提升至300-400GW则迫切性增加 [27] * 中国与国外储能需求差异显著 中国拥有强大特高压电网可实现省间网间互济 欧洲和美国电网老化、互联较少对储能依赖度更高 [28] * 新型储能只是中国众多调节方式之一 并非唯一选择 但局部地区如甘肃、新疆因网间互联小且煤电占比大 需求迫切 [28][29] 其他重要内容 * 存量储能项目在容量租赁合同到期后 不再享受新容量租赁政策 若签订新租赁合同则须放弃原有容量电价补贴 不能重复享受 [17] * 136号文发布前已备案核准但未建成项目 若已签合同可继续履约 否则需新协议 发布后新建项目只有独立储能侧才能享受谷峰电价 [18] * 系统集成商及其他厂商未来三年发展前景良好 2026年预计有产能跟进 需关注安全性问题（如液冷、空冷等新型冷却方式）及潜在产能过剩风险 [23][24]

报告行业投资评级 - 看好（维持）[3] 报告的核心观点 - 6月用电增速5.4%，产业用电结构更迭持续，新能源装机环比骤降，省级容量电价政策有望陆续出台，国内储能有望维持高成长性 [2][4][9] 各部分总结 电力 用电量 - 6月单月全社会用电量同比增长5.4%，1 - 6月累计同比增长3.7%，分产业和行业有不同表现，用电增速受高载能行业需求下滑和部分产业拉动影响 [4][12][17] - 环比看6月单月增速较5月增加1.0个百分点，同比看较2024年6月下降0.4个百分点，两年复合增速适中且稳定 [5][14] - 6月全行业用电同比增长4.5%，各细分行业用电增速有不同变化 [19] 装机 - 截至6月底全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%，1 - 6月新增装机293GW，同比增长92.0%，各能源类型装机有不同表现 [7][23] - 6月光伏新增装机16GW骤降，预计下半年光伏装机增量主要集中在大基地项目；6月风电新增装机5GW骤降，体现运营商主观能动性，预计下半年新能源仍有较大体量投产 [8][26][29] - 投资分析建议中长期关注水电与优质风电运营商，短中期关注优质龙头和区域性标的 [33] 储能 - 2025年7月甘肃、辽宁出台政策支持电网侧新型储能容量电价补偿，新能源大省积极支持储能，示范效应下其他地区有望效仿 [9][35] - 以新疆为例，新能源装机、外送电力和新型储能发展良好，政策引导下储能并网装机增加，新能源利用率提升 [36] - 投资分析认为国内储能有望维持高成长性，相关设备商有望受益，建议关注海博思创、阳光电源等 [9][36] 定期数据更新 - 报告展示秦皇岛5500大卡煤炭价格、环渤海港煤炭库存、三峡入库和出库流量、多晶硅致密料价格、双面双玻组件价格、现货市场周度数据、中国液化天然气出厂价格指数、全球主要市场LNG价格指数等定期数据 [42][45][46]

行业政策动态 - 辽宁省推出储能容量电价征求意见稿 延续甘肃省国内首个容量电价机制 [1] - 电力市场改革持续推进 储能容量电价机制有望在各省份陆续确立 [1] - 国家层面储能容量电价政策存在推出可能性 [1] 行业影响分析 - 容量电价机制将大幅增强储能项目收益确定性 [1] - 国内大储需求预计继续保持高速增长 [1] 产业链投资机会 - 储能行业竞争格局有望优化 [1] - 重点关注电芯、PCS、系统集成等环节头部厂商 [1]