行业背景与核心趋势 - 行业判断2026年将是存量资产技改与优化的关键窗口期，源于2021年前后集中投运的项目已普遍迈入3至5年质保终点线，叠加安全监管趋严，存量电站面临整改与出清 [2] - 114号文确立的容量电价机制终结了储能依赖政策托底的“固定收益”时代，行业加速向市场化运营收益驱动转型 [2] - 储能项目建设由最初的规模优先进入价值优先的新阶段，仅靠装机规模已无法支撑长期价值，项目真实价值取决于其持续创造收益的能力及满足合规要求 [2] 存量项目价值重估 - 行业过去习惯用“装机规模”标注成就，但许多项目因调度响应跟不上、收益模型跑不通而沦为“沉睡资产”，根源在于缺乏对储能项目“价值”的统一标尺 [3] - 优质储能项目选用优质可靠设备、运维规范到位，能适配新型电力系统需求，通过科学运维与核心部件优化升级，实现高效运营，可持续承担调峰、调频、保供功能 [3][4] - 为发掘此类标杆，特设“2025-2026年新型储能价值标杆项目TOP10”，甄选并网1年以上甚至已度过质保期仍能持续发挥价值的电站，重点关注技术适应性、运营效益、电力系统支撑能力及全生命周期价值创造 [4] 应用场景多元化 - 储能应用进入“场景定义需求，需求驱动创新”新阶段，“一款产品打天下”的时代已经终结 [5] - 数据显示，2025年国内独立储能累计装机占比突破51.2%，分布式光伏配储、光储充一体化成为新增长极，项目呈现多样化发展特点 [5] - 为厘清不同场景技术要求，特设“2025-2026年新型储能细分场景标杆项目TOP10”，挖掘独立储能、电网替代性储能、AIDC储能、光储、工商业储能等细分场景下的最佳实践 [5] 数智化运营提速 - 电力市场电价波动从“小时级”迈入“分钟级”甚至“秒级”，对响应速度和策略精度提出空前挑战，运营能力成为储能项目收益的“卡位点” [6] - 有数智化加持的电站收益率可能高出几个百分点，这几个百分点决定项目是“优质标的”还是“平庸资产” [6] - 数智化运营涵盖三大能力：智能调控能力、预测维护能力、能效管理能力，可将储能从简单设备升级为懂电网、会交易的资产 [6] - 基于此，特设“2025-2026年新型储能数智运营示范项目”，表彰通过数智化实现系统性能优化、运营效率跃升与商业价值增强的标杆，重点关注智能调控、预测维护、能效管理、市场响应等维度 [6] 虚拟电厂规模化发展 - 虚拟电厂将分散的储能、光伏、可调负荷等资源聚合，以“虚拟”形态参与电网互动，在辅助服务、需求响应等市场中获取收益 [7] - 截至2026年1月，全国已有431家虚拟电厂完成注册，集中分布于上海、广东、江苏、浙江、安徽、山西、山东、湖北、四川等地，规模化发展基础已初步具备 [7] - 当前市场存在“只注册不运营”的“僵尸”项目，真正具备资源聚合能力、智能调控水平与电网互动经验的示范案例仍是稀缺资源 [7] - 特设“2025-2026年虚拟电厂示范项目”，表彰实现资源聚合与协同优化的项目，重点关注资源聚合能力、智能调控水平、电网互动等方面的创新与成效 [7] 核心技术升级 - 电芯的长期循环一致性直接决定电池衰减速度，数据显示：电池年衰减每增加1个百分点，项目IRR平均下降1.15个百分点 [8] - BMS控制精度每提升1%，可有效降低0.5%～1%的安全隐患与电量损耗 [8] - PCS响应速度从200ms提升至50ms以内，电网辅助服务收益可提升10%以上 [8] - EMS优化策略每升级一代，度电收益平均可提升0.03～0.06元 [8] - 行业正从单纯参数内卷转向核心环节与整体系统的协同创新 [8] - 特设“2025-2026年新型储能核心环节典范项目TOP10”，评选在电芯、BMS、EMS、PCS等核心环节实现重要突破与成熟应用的项目，树立技术创新与产业实践深度融合的标杆 [9]

项目中标信息 - 长丰县陶楼100MW/200MWh储能电站项目EPC中标候选人于2月28日公示 [2] - 第一中标候选人为中国联合工程有限公司（联合体成员：中国电建集团江西省电力建设有限公司），投标报价为147，977，676.77元，折合单价为0.7399元/Wh [2] - 第二中标候选人为中国能源建设集团广西电力设计研究院有限公司（联合体成员：中国能源建设集团安徽电力建设第二工程有限公司），投标报价为146，960，667.77元，折合单价为0.7348元/Wh [2] 项目招标范围 - 招标范围全面，涵盖储能系统及场区、110kV储能升压站、35kV集电线路、通信工程、110kV送出线路（含对侧间隔改造）等所有永久与临时工程 [2] - 工作内容包括前期报批报建、勘察设计、设备材料采购、建筑安装、调试、项目管理、专项验收、并网性能测试等工程投产前后全部相关工作 [3] 行业活动信息 - 第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）将于2026年3月31日至4月3日在北京首都国际会展中心举行 [3] - 该峰会被视为中国储能产业发展的风向标 [3] 行业动态参考 - 相关阅读提及1月用户侧储能新增装机同比大幅下降58% [5] - 相关阅读提及1月新型储能新增装机达到10.9GWh，同比实现翻倍增长 [5]

万里扬电话会议纪要关键要点 一、 公司整体业务与战略 * 公司主营业务已升级为“传动与驱动系统产品+机器人关键部件+储能”的多维业务结构 [3] * 乘用车CVT变速箱与商用车轻微卡手动变速箱构成当前基本盘，提供稳定现金流 [3] * 未来三年，伴随重卡、农机、机器人与储能等新业务逐步放量，营收有望实现翻倍增长并迈入百亿级别 [3] 二、 传统与新兴传动业务 1. 乘用车业务 * 当前以CVT与MT产品为主，已实现长期规模化量产并配套奇瑞、吉利、长城等客户 [4] * 2026年将新增落地DCT产品，主要面向燃油车出口需求 [4][10] * DCT一期按30万台产能规划建设，预计2026年下半年实现量产，2028年预计可实现约30万台/年的产能水平 [10][33] * 同步布局三合一电驱动产品 [4] * 2026年乘用车业务后续增量重点在海外市场，包括将落地的马来西亚基地（为宝腾汽车配套）[30] * 在国内市场，已与现代、大众等项目进行较深对接，相关方已完成验厂 [30] * CVT现有产能为年产100万台，目前年出货量约为60万至70万台 [33] * 马来西亚项目出口产品为CVT，2026年预计在三季度至四季度开始逐步贡献，预计贡献约“万把台”[32] 2. 商用车业务 * 轻微卡手动变速箱业务为基本盘，营收占比约20%，对应国内约200万台市场规模，公司已处于市占率第一 [5] * 与福田、东风、一汽、重汽、江铃、陕汽、江淮等客户合作 [5] * 推动轻微卡电动化产品落地，电动化产品单价相对手动产品更高，有望带动产品结构优化 [5] * 重卡业务为公司新切入的细分领域，产品单价高于轻微卡，是主业未来增长的核心驱动之一 [5] * 国内重卡市场规模约在百万台级别 [6] * 公司重卡变速箱产品已于2025年实现量产，覆盖手动、自动、混动与电动全系列 [6] * 已与陕汽、福田、东风、一汽等主流重卡厂商稳定合作 [6] * 2025年出货量为8,000多台，亏损幅度较为明显 [36] * 2026年目标出货量为2万多台，并实现盈亏平衡 [36][6] * 未来5年目标市占率为30% [6] * 商用车海外市场将成为未来几年的重要增量来源，但体量和放量速度预计不及乘用车海外市场 [32] 3. 农机传动业务 * 国内农机市场规模约50万台，其中大型与中型农机约30万台 [7] * 切入策略为优先从两家头部客户之外的中小客户切入 [7] * 已与东风农机、山东武征、新疆骏马道等客户合作，并积极拓展海外市场 [8] * 产品以中大马力动力换挡与大马力CVT为主，其中中大马力动力换挡产品已量产 [8] * 产品性能较好且具价格优势，目标在国内实现20%~30%的市占率 [8] * 预计2026年农机业务将形成较为不错的利润贡献，并成为重要利润增长极之一 [8] * 2026年一季度农机订单超过2000多台，表现较好 [29] 4. 新能源乘用车减速器 * 公司已量产新能源汽车减速器，2025年上半年该业务收入同比实现翻倍增长 [9] * 预计2026年仍将保持较好增速 [9] * 中期目标是在未来5年实现20%~30%的市场份额 [9] * 当前已与吉利、东风、奇瑞、五菱等客户合作 [9] 三、 机器人业务 1. 组织与产能 * 2025年成立机器人子公司，研发团队30多人 [12] * 生产基地位于金华，规划面积约6,000平方米，最大设计产能为45万套 [12] * 2026年5月预计达到批量生产状态，对应10万套模组产能 [12] * 为建设年化10万套产能，对应资本开支投入约为2000万–3,000万元 [21] 2. 产品与客户 * 产品规划覆盖控制器、电机、减速器及关键模组，包括谐波、行星、摆线针轮、以及行星滚柱丝杠模组等 [12] * 产品应用面向全尺寸人形机器人、小尺寸人形机器人、机器狗、轮式机器人及部分工业机器人 [12] * 核心配套奇瑞、埃夫特开展研发打样，并与致远、福利业对接送样 [12] * 与致远的合作处于前期设计开发阶段，供货范围为1款电机及配套减速机 [17] * 2026年5月后，有望更早看到行星与谐波方向的贡献，其中行星预计更早 [29] 3. 技术路线与定价 * 模组类产品售价通常在1,000元上下，基于配置差异，区间大致为1,000–1,200元、1,200–1,500元不等 [18] * 向埃夫特供货为减速机本体，预计到2026年年底价格约在400元左右 [19] * 行星模组以人形双边方案为例，价格可能在1,000元以内；单边方案可能在500元以内 [26] * 谐波减速器在结构上采用钢轮与轴承一体化设计，可实现更大的扭矩表现 [22] * 谐波减速器当前精度水平约为5–6级 [24] * 滚珠丝杠到2026年年底，仅丝杠本体（不含电机与控制器）成本目标约为600元左右 [27] 四、 储能业务 * 商业模式以储能电站投资建设+运营+运维为主，并同步开展代理运营与运维服务 [14] * 团队独立运营，规模约120人 [14] * 已在广东、甘肃、浙江等省份投运发电侧与电网侧储能电站 [14] * 2025年上半年储能业务实现收入1.3亿元，净利润约3,000多万元 [14] * 利润表现高于公司平均水平，过去4~8个季度已进入稳定放量期 [14] * 前期主要以自有资金及银行贷款投建项目 [15] * 中长期计划与保险资金开展合作，以轻资产模式推动项目快速落地 [15]

并购重组 - 国投中鲁拟以7487万元人民币收购洛川领鲜公司70%股权 标的公司位于全国苹果种植增量区域 苹果资源充裕且糖度较高 有助于降低原料成本 [1] 资本运作与项目投资 - 民德电子拟定增募资不超过10亿元人民币 用于特色高压功率半导体器件及功率集成电路晶圆代工项目以及补充流动资金 [2] - 东软载波二级控股子公司将投资建设国家新型储能创新中心实证基地 新建一座200MW/400MWh电网侧独立储能电站 项目动态投资4.53亿元人民币 [2] - *ST大立与某头部新能源企业签订设备采购框架协议 预计合同金额为8887.94万元人民币 占公司2024年度经审计营业收入的32.34% [2] 行业与市场动态 - 招商轮船指出国际油轮市场持续高涨 油轮资产价格明显上升 同时受好望角、巴拿马等干散货船型市场需求强劲推动 BDI指数在春节淡季表现超出业内普遍预期 [2] 公司业绩表现 - 财富趋势2025年净利润为3.15亿元人民币 同比增长3.62% [3] - 康希诺2025年净利润为2787.3万元人民币 实现扭亏为盈 上年同期亏损3.8亿元人民币 [3] - 经纬恒润2025年净利润为9953.75万元人民币 同比扭亏为盈 域控制器等新产品收入快速放量 [3] - 冰川网络2025年净利润为4.79亿元人民币 同比增长293.77% [3] - 中无人机2025年净利润为8857.49万元人民币 同比扭亏为盈 产品交付量大幅提升且运营管理精细化 [3] - 金龙鱼2025年净利润为31.5亿元人民币 同比增长26.01% [4] - 百济神州预计2026年营业收入将在436亿元人民币至450亿元人民币之间 毛利率预计位于约80%区间的高位 营业收入扣除经调整的经营成本费用预计在98亿元人民币至105亿元人民币之间 [4] 公司状态变更 - *ST阳光申请撤销公司股票退市风险警示 [2]

文章核心观点 - 国内大储2026/2027年的装机量是锂电需求研判的核心变量，其经济性驱动的装机情况需持续观察煤电容量电价、储能项目清单规模及现货市场价差变化三个指标，这影响碳酸锂、六氟磷酸锂等供给偏紧行业的投资价值，行业迈入健康发展轨道，龙头公司受益 [1] 储能投资评估框架 - 储能投资回归第一性原理，即资本金内部收益率（IRR），“114号文”加速了储能电站盈利模型的理顺，投资运营方需对项目IRR进行审慎评估 [1] - 以资本金IRR 6.5%作为衡量项目是否有较好投资价值的分界线 [2] - 影响储能电站IRR的核心四大指标包括：容量电价水平、现货市场套利价差和每日满充放次数、储能EPC成本、储能电站的寿命年限和循环次数 [2] 核心指标假设与影响分析 - **容量电价水平**：基础测算假设煤电容量电价为165元/kW·年，全年最长净负荷高峰持续时长取6小时，容量供需系数取0.9 [2] - **现货市场套利价差和每日满充放次数**：基础测算假设每日满充放次数为1，套利价差为0.35元/kWh [2] - **储能EPC成本**：基础测算假设配储时长4h，储能EPC成本为0.9元/Wh [2] - **储能电站的寿命年限和循环次数**：基础测算假设储能电站寿命为10年，期间不更换设备 [2] 基础场景与敏感性分析 - 在基础假设场景下，储能电站的资本金IRR为5.5% [3] - **容量电价影响**：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可超6.5%；若煤电容量电价提升至330元/kW·年，对应资本金IRR可达15.4% [3] - **现货价差与充放次数影响**：现货价差每提升0.01元/kWh，项目IRR提升1.4个百分点；每日满充放电次数每提升0.1次，项目IRR提升4.4个百分点 [3] - **EPC成本（碳酸锂价格）影响**：当碳酸锂价格为12/20/24万元/吨时，为满足6.5%的收益目标，现货市场套利价差需分别达到0.37/0.39/0.41元/kWh；或者碳酸锂价格每上涨10万元/吨，对应火电容量电价需上涨约50~60元/kW·年以有效对冲 [3] - **电站寿命影响**：若寿命提升至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% [3] 典型省份测算结果 - 在2025年全年现货市场持续运行的地区中，山西、内蒙、山东、甘肃的资本金IRR在6.5%以上 [4] - 若按现货市场运行以来的短期数据测算，海南、江西、新疆、辽宁、云南、河北等地区的IRR也高于6.5% [4] - 需重点关注各省电力现货市场价差情况的月度变化、各省2026年煤电容量电价的定价以及碳酸锂等原材料价格的变动情况 [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]

国家电力市场与容量电价政策演进 - 2026年1月30日，国家发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)，核心是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的比例提升至不低于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体系，其补偿以当地煤电容量电价为基础，按顶峰能力折算，建立了“煤储同补”机制[5] - 2023年11月发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)确立了两部制电价，将煤电企业收入分为电量电价和容量电价，并于2024年1月1日起实施[3] - 2026年2月11日，国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，目标到2030年市场化交易电量占全社会用电量70%左右，到2035年全面建成全国统一电力市场体系[5] 张掖市新能源与储能产业发展现状 - 截至2025年，张掖市电力装机总规模达1027万千瓦，其中新能源装机占比超过80%[9] - 张掖市已建成并网储能208万千瓦，包括电网侧独立共享储能电站8座（总规模134.25万千瓦/424.5万千瓦时）和电源侧配建储能28座（规模73.75万千瓦/210.5万千瓦时）[9] - 目前有3个在建储能项目，总规模90万千瓦，预计2026年6月前投运；另有7个项目正在办理前期手续[9][10] - 乐观预计到2026年末，张掖市新型储能装机将达到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] - 张掖拥有多个甘肃省“首个”和“最大”储能项目，例如临泽板桥羊台山300MW/1200MWh独立储能电站已于2025年12月22日并网，是省内目前规模最大的独立储能工程[9] 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，项目总投资4.8亿元（单位成本1.2元/Wh），年运维成本200万元[13] - 该电站年收益来源包括：现货市场套利收益3060万元、调峰辅助收益900万元、调频服务收益1584万元，扣除充电成本2112万元后，不计容量补偿的年净利润为3232万元[13] - 114号文容量补偿机制实施后，初步计算该10万千瓦电站年收益可达6532万元，成本回收期约8年[13] - 按甘肃省容量补偿标准330元/千瓦·年计算，一座100MW储能电站每年可获得3300万元稳定收益，几乎覆盖70%以上的固定成本[12][14] - 储能电站其他收益包括：峰谷价差套利（甘肃晚高峰电价可达0.81元/千瓦时，低谷约0.28元/千瓦时）、辅助服务收益（调峰补偿每度电0.3-0.5元）以及政策税收优惠[14] 张掖市储能产业发展策略与规划 - 面对储能赛道火爆，张掖市选择控制新增项目备案，将发展重心从“重建设”转向“重运营”，以保障存量项目盈利空间，防止过度饱和与收益摊薄[6][7] - 张掖市于2024年率先出台《张掖市新型储能发展规划(2024—2030年)》及实施方案，明确“六储三区两源一带”发展主线，防止低水平重复投资[7][10] - 政策要求“十四五”新能源项目按比例配储（第一批20%、2小时，第二批15%、4小时），并创新性地将配储比例与电价政策挂钩，形成闭环[7] - 张掖市鼓励储能电站积极参与电力市场交易，2025年储能项目参与电力市场交易的比例达70%，较2023年翻了一番[8] - 张掖鼓励独立共享储能电站通过租赁模式服务多个新能源企业，提高资产周转率，并与国家建设统一电力市场体系的意见方向一致[8][11] 产业链投资与地方经济带动 - 上市公司易事特计划投资6.432亿元在张掖市民乐县建设一座200MW/800MWh电网侧独立储能电站，建设周期6个月[15] - 易事特近年来在张掖累计投入资金近40亿元，涉及风电、PACK智能化生产线等项目，并于2024年10月启动总投资10亿元的二期电芯生产线项目，预计2026年全面达产，实现从电芯到系统集成的全链条延伸[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，例如临泽县锂电池项目预计创造600个岗位，两个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，全部开工后还将新增1400余个岗位[16] 区域战略定位与未来前景 - 若巴丹吉林沙漠(张掖)基地项目成功纳入国家规划，张掖将成为首个以张掖为主要输出端的特高压外送通道的“能源起点”，有望崛起千亿级新能源产业集群[1] - 张掖的“多能互补+柔性输电”创新模式旨在为全国沙漠、戈壁地区新能源开发提供可复制的“张掖样板”[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] - 张掖市储能发展已从“零星试点”迈入“集群爆发”阶段，技术路线多样，包括采用“虚拟电厂”协同运行模式和具备“自组网”能力的构网型独立储能电站[10][11]

公司对参股储能企业的态度与现状 - 公司参股的上海储睿达智慧能源科技有限公司目前处于资不抵债状态 [1] - 该参股公司的主要资产为两座小型储能电站 [1] - 公司目前暂无对上海储睿达注资以实现控股的计划 [1]

政策核心：新型储能纳入容量电价机制 - 国家发改委、国家能源局发布114号文，首次将新型储能电站纳入容量电价机制 [2] - 该政策标志着独立新型储能完整收益版图成型，形成电能量、辅助服务、容量电价三大受益板块 [1][3] - 行业专家认为，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年 [1][3] 政策影响：为储能电站提供固定收益与市场信心 - 容量电价机制下，储能电站可获得一定固定收益，以补偿其对电网稳定运行的支撑作用 [2] - 以甘肃省为例，可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元，一座典型的100MW储能电站每年可获利超千万元 [4][16] - 该机制有利于资本市场重拾对储能电站开发的信心 [12] 行业现状：装机高增长但商业模式不成熟 - 截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长87% [12] - 2025年新增装机中，用于容量租赁的独立储能和新能源配储项目合计近60GW，同比增长50%，占比约90% [13] - 但行业尚未探索出成熟商业模式，仅靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖成本 [13] 驱动因素：新能源装机激增带来调节需求 - 截至2025年底，太阳能发电装机容量12亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9% [9] - 风光发电装机迅速增长带来快速爬坡、日内调峰、负荷顶峰保供三种典型调节需求 [10] - 为满足系统容量充裕度要求，预计到2030年全国需要建成约300GW的新型储能装机规模 [10] 挑战与压力：收益减少与成本上升并存 - 新规明确不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件，导致原本占项目总收益50%—60%的容量租赁收益将逐渐取消 [13] - 上游原材料碳酸锂价格从2025年中不足7万元/吨涨至约18万元/吨，目前维持在12万元/吨左右，推高电芯成本 [14] - 储能电站建设成本高、投资期长，初始资金约80%依赖融资，对收益率变化极为敏感 [15] 机制演进：从“保底收入”转向“可靠容量补偿” - 114号文规定，电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制 [7] - 新机制补偿范围包括煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，对获得其他保障的容量不重复补偿 [7] - 未来容量电价将反映各地区可靠容量情况，技术竞争将围绕顶峰时段的持续稳定供电能力 [7] 行业转型：从“拼规模”转向“拼技术、拼质量” - 新机制下，产品质量更优、系统效率更高、运营服务更好的储能电站才能获得更多收益 [5] - 储能电站实际收益取决于补偿标准、可靠容量计算和容量供需系数，并非“躺平”就能获得 [18] - 转化效率和最大功率持续时长成为关键指标，低转化效率的技术可能出现收支倒挂 [19][20] 未来展望：促进行业高质量与洗牌 - 唯有纳入省级合规清单的电网侧独立储能，才有资格获得容量电价补偿，这成为一道“质量过滤器” [20] - 机制将驱动全产业链从“拼规模、拼价格”向“拼技术、拼可靠性、拼价值”的高质量发展转变 [20] - 灵活性更高的技术将获得更高收益，行业真正的洗牌现在才刚刚开始 [8][20]

核心政策：114号文完善容量电价机制 - 国家发改委、国家能源局发布114号文，重新制定煤电和抽水蓄能容量电价机制，并首次将新型储能电站纳入该机制 [2] - 在容量电价机制下，煤电、抽水蓄能及新型储能可根据成本获得固定收益，以补偿其对电网稳定安全的支撑作用，相关费用计入电网系统运行费 [2] - 新型储能纳入容量电价机制，标志着其完整收益版图成型，通过电能量、辅助服务、容量电价三大板块协同，2026年将成为独立新型储能市场化发展元年 [2] - 根据政策，一个典型的100MW储能电站在容量电价机制下可获利超过千万元 [2] 行业影响：推动储能行业高质量发展 - 新机制要求储能电站提升运营能力和技术水平，而非“躺平”获利，将推动行业从“拼规模”转向“拼技术、拼可靠性”的高质量发展阶段 [3] - 过去行业陷入非理性价格战，部分企业低于成本价销售，通过偷工减料等方式履约，牺牲了电站长期效益与安全 [3] - 新机制下，产品质量更优、系统效率更高、运营服务更好的储能电站才能获得更多收益，极大调动了企业加大研发投入的积极性 [3] - 未来容量电价将日益反映各地区可靠容量情况，发电与储能技术的竞争将围绕顶峰时段的持续稳定供电能力，而非仅凭装机容量 [5] - 在可靠容量补偿机制下，无论采用何种技术，只要能为电力系统提供灵活性均可获得补偿；灵活性更高的技术收益也更高 [6] 市场背景与需求 - 电力系统需要更多灵活性资源以应对风光新能源装机增长，截至2025年底，太阳能发电装机容量12亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9% [7] - 风光发电装机迅速增长带来三种典型调节需求：光伏日落导致的快速爬坡需求、日内调峰需求、新能源装机提升及用电负荷增长下的顶峰保供需求 [7] - 为满足电力系统容量充裕度要求，到2030年全国需要建成约300GW的新型储能装机规模 [8] - 截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，同比增长87% [10] 储能商业模式演变与挑战 - 新能源强制配储是近年来新型储能装机快速上升的直接原因之一，2025年用于容量租赁的独立储能项目和新能源配储项目新增合计装机近60GW，同比增长50%，占比约90% [11] - 容量租赁收益曾占储能项目总收益近50%—60%，但新规明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网等的前置条件后，该收益将逐渐取消 [11] - 叠加电力市场建设成熟度有限、充放电价差较低，新型储能电站仅依靠电能量和辅助服务市场收益难以覆盖投资和运营成本 [11] - 储能电站上游原材料价格持续上涨，碳酸锂价格从2025年中不足7万元/吨迅速上涨至约18万元/吨，目前维持在12万元/吨左右，推高了电芯成本 [13] - 新型储能电站建设成本高、投资回收期长，初始资金主要依赖金融机构，投建方通常承担约20%资本金，其余80%依赖融资 [13] 容量电价机制的具体实施与收益计算 - 容量电价机制将为新型储能带来固定收益，根据甘肃省试行文件，可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元，据此推算一座典型100MW储能电站每年可获利超千万元 [14] - 电网侧独立新型储能容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，并考虑电力市场建设进展等因素确定 [15] - 实际收益需考虑补偿标准、储能可靠容量计算和容量供需系数，可靠容量计算涉及最大放电功率、可靠容量系数和厂用电率 [15] - 容量供需系数根据当地对灵活性资源的整体需求确定，若某地区投建过多储能电站，该系数会下降，进而影响实际收益 [15] 对储能电站的技术与运营要求 - 储能电站转化效率和最大功率持续时长两个指标更为重要，充电时需计算系统运行费，放电时相应退减输配电费，因此更高的转化效率成为必然要求 [16] - 电网系统运行费不断增加，容量电价相关费用也需在其中分摊，一些粗放运营、低转化效率的储能技术可能出现收支倒挂 [17] - 未来储能厂商需研发更适应新净负荷高峰持续时长要求的设备，如长时储能设备，以及转化效率更高、顶峰能力更强的设备 [17] - 只有纳入省级合规清单的电网侧独立储能才有资格获得容量电价补偿，这是一道“质量过滤器”，低质量、低可靠性项目不仅无法获补，更可能被清退出场 [17] - 新机制将驱动全产业链从盲目“拼规模、拼价格”向“拼技术、拼可靠性、拼价值”的高质量发展转变，行业洗牌刚刚开始 [17]