报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 国内独立储能进入快速发展阶段，成为储能市场增长新动能，收入源于电力现货市场价差套利、辅助服务收益、容量电价补偿[4] - 容量电价补偿有放电度电补偿、按功率与时长补偿、容量租赁三种模式，代表省份独立储能IRR可达央国企项目要求[4] - 国内储能将维持高增速，因中标规模超预期、政策支持强化、电力市场化加速[4] - 预计2025年国内装机规模122GWh，同比+14%；2026年新增装机159GWh，同比+30%；2025年全球储能新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%[4] - 受美国政策和国内补贴政策影响，上调2025年储能电芯备货系数至2.1，预计出货520GWh，同比增长56%；2026年备货系数下调，出货698GWh，同比增长34%[4] 根据相关目录分别进行总结 独立储能发展现状 - 独立储能是相对独立于电源侧和用户侧的储能设施，可用于电力调峰、调频、电网黑启动等，由电池组、BMS、EMS、PCS等组成[9] - 强制配储政策推动独立储能发展，136号文后新能源配储退出，独立储能成市场增长主要力量[11] - 锂离子电池在独立储能装机占比达95%，开发业主以央企和地方国企为主，山东、江苏等省份装机容量突破10GWh[16] 独立储能盈利模式与收益测算 - 独立储能可通过电力现货市场低价充电、高价放电实现套利，选址是关键因素[19] - 储能参与的辅助服务市场主要为调频市场，不同省份调频价格机制不同[22] - 国家推动完善新型储能容量电价机制，不同省份补偿标准不同[23][24] - 容量电价补偿有三种模式：内蒙古按放电度电补偿，不考虑辅助服务收益时IRR可达10%；多数省份按功率与时长补偿，甘肃IRR可达13.7%；云南采用容量租赁模式，IRR可达7.8%[25][27][29] 储能需求展望 - 国内1 - 8月储能新增装机容量规模同比增长41.5%，预计2025年装机规模122GWh，2026年新增装机159GWh，增长得益于中标规模增长、政策支持、电力市场化[33] - 全球储能内外需向好，预计2025年新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%；上调2025年电芯出货预期至520GWh，同比增长56%，2026年出货698GWh，同比增长34%[39]