**纪要涉及的行业或公司** * 行业：储能行业、电力市场（现货市场、辅助服务市场、容量电价机制）[1][2][4] * 公司：海博思创（央企，布局独立储能站）[27] **核心观点和论据** * 储能需求双驱动：政策（136号文推动市场化、禁止强制配套）与市场（现货价差、容量补偿）共同驱动储能招标热度上升，锂电池价格从1元/Wh降至0.3元/Wh[2][3][34] * 收益模式分化： * 现货价差主导型：山东（中午充电价0.03元/度，放电价0.68-0.7元/度，10万千瓦储能年收益2,260万元）[4][6][13] * 辅助服务/补偿主导型：甘肃（调频规则优，容量补偿按放电时长/高峰时长×系数计算）[2][4][20] * 区域经济性差异： * 高经济性区域：山东、江苏、河北南网、河南（价差大、市场规模大）[4][19] * 低经济性区域：浙江、四川（水电调节能力强，价差<0.2元）、西北（新疆电价0.25元/度，价差小）[10][21][22] * 全国现货市场建设：2025年底覆盖20省（当前9省），储能调度依据现货价格信号[7][8][27] **其他重要但易忽略的内容** * 容量电价发展三阶段：省级试点（内蒙古、河北、甘肃）→国家统一电价（参考甘肃模式，2025年底出台）→容量市场（山西试点）[9][11][28] * 技术成本对比：新型储能容量电价180元/千瓦/年（4小时），抽水蓄能500-800元/千瓦/年，煤电330元/千瓦/年[12][28] * 峰谷价差影响：储能建设可能缩小价差，但136号文要求新能源入市拉大价差，山东通过调节能力控制弃风弃光率≤5%[15][16][31] * 特殊应用场景： * 新疆绿电直连（650号文推动风光+储能替代火电）[25] * 山东源网荷储一体化（电网强势、人口密集，威海项目妥协推进）[26] * 市场机制限制：现货交易占比≤20%，价格区间受限（山东-0.08至1.3元/度），政府强管控[30][31] **风险与挑战** * 政策可持续性：内蒙古度电补偿0.35元/度类似早期补贴，不可持续，需转向市场化[18] * 区域供需失衡：西北低电价、东北低光伏装机（辽宁1,000万千瓦）限制储能盈利[21][23] * 竞争风险：新型储能成本优势明显，但煤电放电时长更长（9-12小时），可能挤压储能空间[12][28]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 2025年是中国大储拐点之年，市场化有望驱动格局改善；美国短期需求确定性强，但下半年企业盈利或承压；欧洲大储、工商储放量，户储增速有望转正；新兴市场表前储能建设加速，表后市场蓬勃发展 预计2025年全球储能装机有望达到270GWh，同比增长43%，重点推荐阳光电源、宁德时代、阿特斯、德业股份、盛弘股份等公司 [4][16][33][76][100] 根据相关目录分别进行总结 中国市场 - 政策驱动的强制配储模式改变，短期装机有压力，但市场化机制下装机将重新快速增长，行业集中度有望提升 [4] - 2025年多项政策出台，推动储能市场化竞争，明确储能收益方式，部分地区政策为储能提供套利空间和补贴 [5][6] - 2025Q1国内新增投运新型储能项目装机规模同比略降，136号文后有抢装潮，预计2025年中国储能新增装机54GW/150GWh，同比增长24%/37% [7][12] 美国市场 - 2024年美国储能新增装机增长，区域呈多样化趋势，2025年公用事业规模储能计划装机同比大幅增长 [17][19] - 中美关税政策调整干扰企业出货节奏，下半年企业盈利或有压力 [24][27] - 《One Big Beautiful Bill Act》若通过，美国储能项目补贴政策将调整，中长期或影响新能源投资 [29] 欧洲市场 - 2024年欧洲储能新增装机增长，大储增长显著，户储和工商储部分下滑 [34] - 伊比利亚半岛电网崩溃暴露问题，预计各国大储建设加速，2025年欧洲大储、户储、工商储新增装机均有望增长 [38][41][44] - 德国动态电价政策有望提升户储和工商储经济吸引力，工商业储能盈利模式多样且已具备经济性 [48][52][57] - 意大利大储增长弥补户储和工商储萎缩，Terna启动专项采购计划 [66] 新兴市场 - 澳大利亚、智利、南非等国家表前储能建设加速，户储和工商储因缺电和气候灾害爆发 [77][81] - 澳大利亚、马来西亚、越南等国家出台相关政策支持储能发展 [86][87] 投资建议 - 2025年1 - 4月国内逆变器出口同比增长，国内企业签约海外储能订单多 [91][94] - 构网型储能发展前景好，光伏逆变器、储能变流器企业有优势 [97] - 预计2025年全球储能装机增长，重点推荐阳光电源、宁德时代等公司 [100]