公司股价与市值表现 - 截至2026年2月6日收盘，公司股价报13.37元，较上周的13.55元下跌1.33% [1] - 本周股价最高触及14.5元（2月4日），最低触及13.12元（2月6日） [1] - 公司当前最新总市值为427.31亿元，在电力板块市值排名第17位（共102家公司），在沪深两市A股市值排名第471位（共5186家公司） [1] 电价政策核心调整 - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确了抽水蓄能和电网侧独立新型储能的电价政策 [2] - 抽水蓄能电站将分三类管理：第一类继续实行政府定价；第二类按平均成本核定容量电价并参与市场；第三类执行可靠容量补偿机制并全额享有市场收益 [2] - 电网侧独立新型储能可获得容量电价，标准参照当地煤电容量电价进行折算 [2] 政策对公司业务的具体影响 - 公司部分已投运的抽水蓄能电站属于第一类和第二类管理范畴 [2] - 公司新建抽水蓄能项目的电价政策尚待确定 [2] - 公司的新型储能电站将获取容量电费并参与电力市场交易 [2][3] 政策影响与后续进展 - 新政策旨在推进储能市场化 [2][3] - 政策实施后，公司储能业务的收入不确定性将增加 [2][3] - 政策的具体落实需要省级相关部门进一步明确 [2][3] - 电费结算方面，在电力现货市场连续运行地区按市场规则执行，在非连续运行地区则执行代理购电价格等相关规定 [2]

文章核心观点 2025年是中国新型储能产业从规模化发展迈向市场化、高质量发展的关键转折年 行业核心驱动力从政策强制配储转向市场化收益机制 在规模跨越、机制重塑、技术迭代和全球化布局等方面均取得显著进展 标志着行业进入以价值创造和本质安全为核心的新竞争阶段 [3][4][39][54] 01 规模跨越：百吉瓦级基石筑牢，开启高质量进阶新局 - **累计装机规模突破新高**：截至2025年12月底，中国电力储能累计装机规模达213.3GW，同比增长54% 其中新型储能累计装机达144.7GW，占比超2/3，是“十三五”末的45倍 [5] - **新增装机规模创纪录**：2025年新增投运新型储能项目装机规模66.43GW/189.48GWh，同比增长52%/73% 新增能量规模超过历史累计总和 [5] - **项目大型化趋势显著**：规划/在建百兆瓦级电站数量是2024年同期的两倍，并首次实现单体GW级项目全容量投运 [5] - **技术路线多元化加速**：新型储能新增功率装机规模已逼近抽水蓄能累计装机 首个吉瓦时级全钒液流电池项目落地，首个集成四种技术的混合储能电站投运 [6] - **应用区域高度集中**：前十省份合计装机占比接近90%（以能量规模计） 内蒙古能量和功率装机规模均居全国第一，并超越加州成为全球装机规模最大的区域市场 [6] 02 机制重塑：告别政策红利驱动，迈入市场化价值溢价 - **市场建设加速推进**：“136号文”推动行业从“强配驱动”向“市场驱动”转型 “1+6”电力市场体系建成，省级电力现货市场基本实现全覆盖 调频辅助服务逐步向储能放开，电网侧独立新型储能于2026年初正式纳入发电侧容量电价机制 [7] - **分时电价机制深化**：2025年32个地区分时电价最大峰谷价差总体平均值降至0.616元/kWh，同比收窄9.4% 直接参与市场的经营主体不再执行政府规定的分时电价 [8] - **容量电价政策落地**：国家明确将容量市场纳入电力市场体系 甘肃率先将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量补偿机制，实现与煤电同权 推动储能进入“容量保底+多元增值”的盈利新阶段 [9] - **行业管理精细化提升**：国家层面明确了2027年装机规模达1.8亿千瓦（180GW）的发展愿景 同时密集发布安全监管与能效标准硬约束，并重拳遏制“指标炒作”，推动行业向“精益合规”转型 [10] 03 场景共振：源网荷三端协同发力，重构多元化增长逻辑 - **电网侧储能主导**：“十四五”期间年均复合增长率超160% 截至2025年底累计装机87.0GW，占比60.1%，新增项目平均时长近3小时 增长动因包括政策驱动、收益模式清晰及电网保供需求迫切 [11][12] - **发电侧配储高速增长**：“十四五”期间年均复合增速超100% 截至2025年底累计装机46.2GW，占比31.9% 功能聚焦风光配套，发挥“就地平衡”作用，并通过设施共享与豁免输配电价降低成本 [13] - **用户侧储能大型化变革**：2025年出现5个超100MW的大型用户侧储能项目，主要集中在钢铁、有色等高耗能行业 电价机制变化使传统套利模式不确定性增大，收益更依赖实时行情 [14] - **新兴场景加速渗透**：储能应用向绿电直连、零碳园区、数据中心及虚拟电厂等多元场景渗透 绿电直连政策助力高电价省份项目回收期缩短至10年以内 虚拟电厂首个专项政策发布，确立2027年2000万千瓦调节目标 [15] 04 周期淬炼：核心材料触底反弹，产能格局结构性分化 - **核心材料价格全面上行**：碳酸锂价格从阶段性低位6万元/吨持续反弹至年末12万元/吨，整体涨幅接近100% 磷酸铁锂正极材料价格从年初3.7万元/吨震荡上行至年末4.6万元/吨，整体涨幅达24.3% [16] - **产能结构优化调整**：国内储能电池产能呈现结构性分化，大容量电芯进入增长通道，小电芯产能逐步收缩 [19] 05 全球竞逐：国内梯队极化演进，海外产能向实而行 - **国内市场盈利分化**：集采市场高度集中，中车株洲所、比亚迪、阳光电源领跑 非集采市场由央国企主导，但Top15份额仅占21.5%，长尾空间广阔 企业盈利能力梯队分化显著，部分企业毛利率低至10%-15%甚至逼近成本线 [20][21][22] - **海外市场新格局**：全球市场呈现“欧美稳中有进，新兴市场爆发”格局 中东与拉美市场亮眼，受能源转型目标和高渗透可再生能源驱动 中国企业加速海外产能布局以规避贸易壁垒，并推动“绿电+储能+碳管理”模式出海 [24][25] 06 创新进阶：七大技术红利兑现，引领数智化性能跃迁 - **大电芯规模化量产**：行业主流产品向500Ah及600Ah级演进，多款产品已具备GWh级量产能力，并在百兆瓦级项目中实现批量交付 [26] - **固态电池攻坚关键期**：半固态电池示范应用持续放量，关键材料已建成百吨级产线或实现十吨级出货 业界预计全固态电池成本降至0.4元/Wh的市场接受线有望在2035年实现 [27] - **液冷与高压直挂技术升级**：液冷技术成为主流，浸没式技术加速渗透 高压直挂（级联）储能单机容量迈向百兆瓦级，成功进阶构网型功能，并从电源侧加速向用户侧拓展 [28] - **构网型储能成标配**：受电网主动支撑能力需求驱动，构网型储能加速从示范走向标配 宁夏等地要求风光大基地配置具备120%过载及黑启动能力的设备 应用端实现向GWh级集群跨越 [29] - **混合储能定制化应用**：“锂电+超级电容”及“压缩空气/液流+锂电”等混合储能在调频和西北大基地等特定高价值场景验证效益，但受制于高成本与复杂控制，定位为定制化方案 [30] - **AI赋能资产运营**：AI大模型将热失控预警时间窗提前至“数天” AI算法辅助电力市场交易策略生成，并结合数字孪生提升运营效率，实现从单站优化到区域能源管理的赋能 [31] - **技术边界模糊与非锂技术窗口**：组串式与集中式的技术边界日趋模糊 非锂技术迎来规模化窗口，“锂+钠”实现百兆瓦级验证，全钒液流与压缩空气储能向GWh级迈进 [32] 07 标准筑基：步入强制安全时代，极限测试重塑公信力 - **国内外安全标准完善**：国内发布GB 44240-2024（强制安全测试）等多项标准，完善从电芯到电站的设计体系 海外新标准从“事后控制”扩展至“事前预防”，并首设大规模火灾试验要求 [33] - **企业开展极限测试**：受新标准驱动，比亚迪、远景储能、华为、阳光电源等10余家企业密集开展真机燃烧测试，以提升产品安全公信力 [33] 08 资本赋能：价值锚定效应凸显，全球化征途蓄势待发 - **储能指数表现强劲**：2025年CNESA储能指数全年累计上涨41.7%，显著跑赢同期上证指数（21.5%）及沪深300指数（21.7%），回撤率仅18.26% [34] - **一级市场投融资活跃**：全年累计发生融资事件102起，披露总额达134亿元 资金流向呈现向底层“硬科技”创新与末端“应用场景”落地“两端集中”的特征 [35] - **IPO市场迎赴港上市潮**：共有海博思创、双登股份（H股）、宁德时代（H股）等8家企业成功上市 约10家头部企业筹划发行H股，行业迈向技术溢价与全球资本驱动新阶段 [36] - **二级市场多元化融资**：全年累计发生6起代表性融资事件，筹资总额约514.72亿元 资金重点投向电池与变流器产能扩建及虚拟电厂等数智化研发 [37][38]

行业政策转折 - 2025年是中国储能行业关键转折年 多项里程碑式政策发布 标志着行业从政策驱动向市场驱动的实质性转型 [1] - 强制配储政策正式终结 国家明确不得将配置储能作为新能源项目核准 并网 上网的前置条件 [1] - 《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》发布 提出到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 [3] - 国家层面首次将新型储能纳入容量电价机制适用范围 并明确自2026年3月1日起 参与市场交易主体不再执行政府制定的分时电价 电价时段与价差将通过市场化方式形成 [3] 商业模式变革 - 行业从依赖行政定价的“政策套利者”转向参与市场博弈的“电力服务商” 简单依据固定峰谷价差测算项目现金流的时代结束 [4] - 储能价值不再局限于能量时移 快速 精准的调节能力成为获取更多收益的关键 容量补偿 辅助服务 需求响应 虚拟电厂等多元化盈利模式被推崇 [4] - 行业竞争核心转向“运营内功” 具备强大市场预测与交易能力 灵活获取多元收益的商务能力以及精细化运营技术能力的企业将脱颖而出 [4] - 这场变革淘汰投机者 奖励真正的运营专家 储能作为新型电力系统核心调节工具的价值将在动态市场博弈中得到检验与兑现 [5] 行业活动与展望 - 2026年1月28-29日将在郑州举办“2026年中国储能技术创新应用研讨会暨第四届‘北极星杯’储能影响力企业评选” 会议将深入探讨新形势下的储能发展机遇与市场化政策影响等核心问题 [5] - 会议将组织参观考察全国最具特色的零碳乡村场景及国家电投源网荷储一体化园区项目 直观感受储能在绿色零碳项目中的落地成效 [5]

**行业与公司** * 行业：中国电池储能系统（BESS）行业 [2] * 报告机构：瑞银证券亚洲有限公司（UBS Securities Asia Limited）[5] **核心观点与论据** * **价格走势平稳** * 中国BESS系统价格周环比基本持平，2小时系统（交流）价格为0.50元/瓦时，4小时系统（交流）价格为0.46元/瓦时 [2] * 构网型BESS系统相比跟网型系统保持0.10-0.15元/瓦时的价格溢价 [2] * 除美国的前置需求外，来自欧洲、澳大利亚、中东等地区的强劲需求可能持续 [2] * **装机数据强劲但月度波动** * 10个月累计装机量达35.3吉瓦/89.3吉瓦时，同比增长56%/60% [3] * 10月单月装机量为1.7吉瓦/3.5吉瓦时，同比分别下降35%/49%，环比分别下降51%/66% [3] * 招标数据在10月环比下降15%/12%至10.0吉瓦/29.4吉瓦时 [3] * 月度波动主要受安装和招标计划节奏影响，预计四季度国内需求强劲，因通常是可再生能源项目并网高峰期 [3] * **政策推动市场化** * 国家发改委明确将BESS成本排除在输配电价成本之外，延续了2025年9月征求意见稿的方向 [4] * 该政策旨在鼓励BESS更多参与市场交易，以多元化收入来源并提升回报，避免电网公司既当市场参与者又当监管者 [4] * 新政策还呼吁建立容量补偿机制，有望支持BESS回报 [4] **潜在风险** * 国内可再生能源装机容量增长不及预期 [14] * 峰谷电价差小于预期 [14] * 储能系统的市场准入小于预期 [14] * 对中国制造产品的关税或其他进口限制高于预期 [14]

全球储能市场增长预测 - 预测2025年全球储能新增装机约为290GWh，远期2030年有望达到1.17TWh，增长潜力巨大 [1] - 国产储能产业链具备明显优势，电芯、储能系统环节全球份额持续提升 [1] - 建议关注布局海外储能产业链的头部厂商，看好储能系统集成商、电芯供应商及PCS供应商 [1] 中国储能市场 - 政策支持推动国内储能迎来市场化加速拐点，“136号文”促进储能在电能量市场和辅助服务市场获得多元化收益，经济性显著提升 [2] - 2025Q1-3国内新增储能装机规模32.0GW/81.6GWh，同比增加37%/42% [2] - 预测2025/2026年国内储能新增装机有望达到150/203GWh，远期2030年新增装机有望达到591GWh [2] 美国储能市场 - 2025年美国储能装机将达到19.0GW/52.5GWh，同比增加53%/45% [3] - 2026年以来电芯关税提升以及法案影响使传统储能需求增速略有放缓，但AIDC配储需求作为增量场景将推动美国储能快速发展 [3] - 预计2030年美国储能新增需求达185.6GWh [3] 欧洲储能市场 - 欧洲负电价频发提升现货峰谷价差，多数国家储能项目收益率已提升至10%-15%，政府加大储能支持力度，2025年有望成为欧洲大储放量拐点 [4] - 测算2030年欧洲新增装机有望达到165GWh，对应2024-2030年复合增速40%，折算市场空间1700亿元 [4] - 东欧储能项目短期有望快速爆发，西欧&南欧远期体量更大 [4] 新兴市场储能 - 以澳大利亚、中东为首的新兴市场积极发展光伏等资源，推动储能发展 [5] - 政府对储能重视程度较高，对储能发展起到促进作用 [5]

存储芯片行业 - 存储芯片价格受闪迪大幅提价消息刺激持续走高 [1] - 摩根士丹利大幅上调江波龙目标价，基准假设情景下从人民币122元上调至325元，乐观假设下定为435元 [1] - 截至2025年11月11日09:48，江波龙股价上涨7.83% [2] 新能源与储能政策 - 国家发展改革委、国家能源局发布指导意见，提出创新促进新能源消纳的价格机制并明确将新型储能纳入容量电价机制适用范围 [1] - 政策表述从“容量补偿”演进为“容量电价”，标志着调节性资源价值回收机制进一步完善，建立了长期稳定机制 [1] - 年初“136号文”及内蒙古、甘肃等省份密集出台的容量补偿/电价政策，推动储能发展向市场化、价值驱动模式转变，着力改善储能项目收益率 [2] 市场表现与指数成分 - 截至2025年11月11日09:48，创50ETF上涨0.61%，其成分股亿纬锂能上涨3.58%，锦浪科技上涨2.66%，宁德时代上涨2.39%，阳光电源上涨2.31% [2] - 创业板50指数前十大权重股合计占比70.15%，包括宁德时代、中际旭创、东方财富、新易盛、阳光电源、胜宏科技、汇川技术、迈瑞医疗、亿纬锂能、同花顺 [2] - 创50ETF被描述为囊括CPO核心标的、固态电池链龙头及互联网券商的“超强宽基”，估值分位在主流宽基中处于低位 [2]

行业整体发展态势 - 中国新型储能行业已进入规模化快速发展阶段，商业模式逐步完善[1] - “十四五”以来，中国新型储能项目直接投资超2000亿元人民币，带动产业链上下游投资超万亿元[1] - 行业未来5年将迈入全面商业化阶段，价值将通过电力市场规则实现变现[1] - 储能市场化发展已成必然，将促进更多针对不同区域市场需求的商业模式创新[1] 企业动态与技术案例 - 拜朗科技将其热能存储技术“Lab to Market”在亚洲首秀，该技术基于相变材料冷能存储，主要应用于通信基站温控、冷链物流等领域，成本低于传统空调方案[1][2] - 拜朗科技已与多家国内大型通信企业确定合作意向，进入产品试点阶段[2] - 江森自控结合其在工业余热回收、热泵等领域的技术优势，为锂电池工厂提供能源综合解决方案，已获得30余个锂电池新能源客户认同，并帮助客户实现10余个国家级绿色工厂评定[4] - 丰田汽车与五矿集团合资公司研发并全球首发了大容量Sweep储能系统，该系统可混合使用不同类型和容量的电池，且支持不停机更换故障电池[5] 市场机遇与国际合作 - 中国完善的电力市场使储能价值愈加明晰，国内外储能技术落地将更为精准[1] - 进博会等平台促进了全球储能产业决策者与共建者的深度交流，催生务实合作项目[4] - 拜朗科技因中国储能市场更广阔、应用场景更聚焦而决定将业务重心转向中国[2] - 尼加拉瓜共和国表示希望在现有太阳能、水电站项目基础上，与中国在能源领域发掘更多合作机会[5]

**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]