文章核心观点 - 在AI大模型爆发与新能源转型的双重驱动下，储能行业正从能源转型的“边缘配套”跃升为支撑AI电力时代稳健运行的“核心引擎”，迎来历史性发展机遇 [1] - 2026年，储能行业在政策市场化转型、技术降本突破与全球需求共振的三重利好下，正式告别政策依赖，迈入规模化、高盈利的历史性机遇期 [1] - 储能电池ETF易方达(159566)作为捕捉行业红利的优质标的，被纳入2026年“全球视野，下注中国”十大核心ETF [1] 政策重构：锚定全球能源转型的新制度航向 - 2025年中国储能行业政策框架系统性升级，核心是全球能源治理逻辑从“行政干预”向“市场赋能”转变 [4] - 2025年2月出台的“136号文”终结“强制配储”模式，标志着中国储能从“政策任务型”转向“市场盈利型”，通过“存量差价结算+增量市场定价”设计保障收益并倒逼创新 [4] - 政策落地后市场反应立竿见影：2025年3-5月，国内储能招标量飙升至19.2GWh，同比激增210%，头部企业订单排期延伸至2026年三季度 [4] - 2026年1月7日，国家四部门联合召开动力和储能电池行业座谈会，部署严控重复建设、加强价格执法等措施，为行业“内卷战”划定政策红线 [5] - 《新型储能规模化建设行动方案（2025—2027年）》明确未来三年全国新增装机容量目标超过1亿千瓦，到2027年底累计装机达1.8亿千瓦以上，预计带动直接投资约2500亿元 [5] 多场景共振：打开万亿级增长新空间 - 2026年储能市场迎来需求全面爆发的黄金期，新能源、电网升级、AI数据中心等多场景驱动，万亿级市场空间加速兑现 [6] - 全球超130个国家设定“碳中和”目标，中国新型电力系统进入攻坚阶段，2025年1-9月国内风电光伏新增装机达102GW，同比增长45%，储能作为解决间歇性的“压舱石”需求刚性增强 [6] - AI浪潮放大储能需求：GPT-3大模型单次训练耗电128万度，相当于6400个中国普通家庭一个月用电量；ChatGPT日响应需求超25亿个，日耗电量突破50万度，数据中心对稳定电力供应需求迫切 [6] - IEA预测，2030年全球储能装机量将达1200GW，较2025年的250GW左右增长380%，对应市场规模超2万亿元；2026年全球储能新增装机有望突破150GW，增速维持在80%以上 [7] - 国内市场呈现“四驾马车”齐驱：1) 新能源配储：2025年1-9月国内风电光伏配储新增13GW，占储能总新增31.7%；2) 用户侧储能：广东、江苏等地1MWh储能系统年套利收益超180万元，投资回收期缩至3.5年以内，2025年1-9月新增11.3GW，同比增长230%，2026年增速有望保持150%以上；3) 电网侧储能：2025年1-9月招标量达9.2GW，同比增长105%；4) 海外市场：2025年1-9月海外储能新增装机达45GW，同比增长112%，首次超过国内市场，2026年海外需求占比将提升至55%以上 [9] - 2025年，国证新能源电池指数上涨55.15%，显著跑赢多数行业；跟踪该指数的储能电池ETF易方达(159566)全年上涨57.96% [10] 产业链价值集中释放，储能电池ETF(159566)成高效投资工具 - 2026年储能产业链价值中枢持续向技术密集型环节上移，具备成本控制与盈利能力的核心龙头企业成为主要受益者 [13] - 中游制造环节竞争优势强化：系统集成领域国内市场CR5达65%，同比提升10个百分点，阳光电源、宁德时代、比亚迪三家企业市场份额合计达52%，其中阳光电源以22%份额位居第一，其储能业务毛利率高达39.92%，显著高于行业平均的25%左右；储能逆变器领域全球CR5达70%，国内阳光电源、华为、锦浪科技、固德威、德业股份五家企业合计份额超65% [14] - 核心龙头企业业绩爆发力突出：阳光电源2025年上半年储能业务收入达178.03亿元，同比增长127.78%，首次超越光伏逆变器成为第一大收入来源；宁德时代2025年储能业务营收突破200亿元，同比增长110%，订单排期已至2026年三季度 [15] - 关键配套环节显著受益：智能BMS系统能延长磷酸铁锂电池寿命15%，全生命周期度电成本仅0.35元/度；AI驱动的EMS系统优化可使峰谷套利收益提升20%，电网级储能项目中EMS占比已超60%，工商业储能领域2024年新增装机同比增长120%，带动EMS订单翻倍；液冷系统渗透率从2023年38%跃升至2025年52%，高功率项目中占比超70%，2025年全球液冷储能市场规模突破百亿，机构预测2026年达300亿元，年复合增长率超80%，头部企业液冷业务毛利率稳定在40%-42%，英维克2025年上半年液冷收入同比增长120%，市占率达30% [16] - 储能电池ETF（159566）跟踪国证新能源电池指数，聚焦储能产业链核心环节，储能相关核心个股权重高达64.77%，前十大权重股包括宁德时代(9.34%)、阳光电源(9.27%)、亿纬锂能(9.11%)、英维克(7.71%)等，合计权重59.44% [17][18] - 国证新能源电池指数近10年年化收益12%，夏普比率0.5，优于中证新能指数；截至2025年底，该ETF规模从年初1亿元跃升3790%至38.9亿元，成为全市场规模最大的储能相关ETF产品，2025年合计净流入36.77亿元 [18][19] 行业展望 - 储能行业是重构全球能源体系、保障AI时代电力安全的“战略核心”，随着技术持续迭代，应用边界将不断拓宽，市场空间不断打开 [20] - 多家机构预测，储能制造业环节在2026年有望迎来“量价齐升”共振局面，产业链盈利水平加速修复，具备品牌、渠道和产能优势的头部企业将率先收获优质订单并进入业绩兑现期 [21]

新疆电网新型储能发展现状 - 截至2025年底，新疆电网新型储能装机规模达20.1504 GW / 70.5376 GWh，突破20 GW大关，装机规模位居全国前列 [2] - 2025年，新疆电网新型储能年累计充电电量91亿千瓦时，放电电量77亿千瓦时，等效利用小时数达1733小时 [4] - 新型储能通过调峰调频、应急备用，有效平抑风光发电波动，提升新能源消纳能力，确保新能源“发得出、存得住、送得稳” [4] 新疆整体能源装机结构 - 截至2025年底，新疆电网发电总装机已超250 GW，其中新能源装机达161 GW [2] - 建成哈密、准东等6个10 GW级新能源基地，新能源装机占比持续提升，清洁能源供给能力稳步增强 [2] 储能技术发展与应用 - 新型储能技术类型不断丰富，磷酸铁锂储能实现规模化应用，全钒液流、飞轮储能等新型储能技术示范落地 [5] - 构网型储能、长时储能技术加快推进试点应用，技术迭代升级持续提升储能设施的安全性能与调节效能 [5] 未来发展规划 - 将持续优化储能并网服务机制，推进新型储能技术示范应用，完善储能市场化交易机制 [5] - 计划不断壮大新型储能装机规模、提升储能利用效率，提升储能产业发展质效，稳步推进新型电力系统建设 [5] 行业动态与活动 - 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日在北京举行，被视为中国储能产业发展的风向标 [6][7] - 相关行业动态包括：新疆电网新增储能装机突破13GWh，累计达45.41GWh；新疆增量机制电价竞价结果公布；以及1GW/4GWh的超大容量独立储能电站投运 [9]

云南省新型储能高质量发展专项行动方案核心观点 - 云南省发布2025-2027年新型储能专项行动方案，核心目标是到2027年全省新型储能装机规模达到800万千瓦（8GW）以上 [1] - 方案明确了以磷酸铁锂为主，多元发展钠离子、全钒液流、压缩空气、铝基铅炭储能等技术路线 [1] - 方案通过明确目标、拓展场景、优化管理、强化调度、技术多元化、完善市场机制及公布项目清单等一系列措施，系统性地推动新型储能产业高质量发展 [1][3][4][5][6][7] 明确发展目标与技术路线 - 装机规模目标：到2027年，云南省新型储能装机规模达到800万千瓦（8GW）以上 [1] - 技术路线：以磷酸铁锂电化学储能技术为主，同时多元发展钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、铝基铅炭电池等 [1][5] 全面拓展应用场景 - 电源侧储能：支持新能源电站建设新型储能，但明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件 [1][18] - 电网侧储能：重点在新能源富集区域布局共享储能，新建电化学储能项目原则上需采用构网型储能技术，并推广配电网新型储能及电网替代性储能应用 [1][18] - 用户侧储能：聚焦工业园区、零碳园区、算力设施、大数据中心、商业综合体、光储充放一体化充电桩、分布式光伏、通信基站、低空经济、储能+农业、储能+交通等广泛场景 [1][19] - 应用模式创新：积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式，鼓励重要电力用户配置储能满足应急需求，并探索新型储能参与需求响应 [1][19][20] - 融合创新：围绕大数据、云计算、人工智能等前沿技术，不断创新“储能+”场景，开展多场景融合应用示范 [2][21] 优化储能项目管理 - 清单滚动管理：对于《云南省新型储能实施方案（2024—2025年）》中的示范项目清单，电化学储能项目需在本方案印发1个月内、压缩空气储能项目需在2026年底前实质性开工，否则调出清单 [3][22] - 严禁倒卖行为：严禁以任何方式转让或倒卖项目开发权等变更清单内项目实际控制人的行为，不得擅自变更建设规模及内容 [3][23] - 政策支持限定：未纳入推送清单的电网侧独立储能项目，不进入调节容量市场进行容量租赁，不享受容量电价或容量补偿等支持性政策 [3][9][23] - 严格建设时限：项目需在2个月内完成备案，实质性开工时限电化学储能项目不超过1年、压缩空气储能项目不超过2年 [3][24] - 严格并网时限：磷酸铁锂储能项目开工后8个月内应投产并网，最长不超过1年；全钒液流储能项目开工后1年6个月内应投产并网，最长不超过2年；压缩空气储能项目开工后2年6个月内应投产并网，最长不超过3年，逾期可能收回开发权 [3][24][25] 强化调度与运行管理 - 制定调度细则：电力调度机构需制定并完善新型储能调度管理细则，明确调用流程与技术要求 [4][26] - 建立调用机制：与新型储能项目签订并网调度协议，建立调用机制，坚持公平调度原则 [4][26] - 建立考核机制：建立健全新型储能电站运行考核机制，调度机构定期上报运行情况，对运行情况较差的进行通报 [4][27][28] 推动储能技术多元化与产业创新 - 技术多元化发展：积极推进构网型储能变流器技术应用，探索多技术混合式新型储能、长时储能等 [5][29] - 推动联合应用：鼓励发展超长时氢储能技术，推进电氢协同发展，探索可再生能源制氢、制氨、制甲醇等更长周期氢能技术试点示范 [5][29] - 全产业链发展：依托具有自主知识产权和核心竞争力的企业，推动新型储能全产业链发展，加强制造企业与项目建设企业对接 [29] 加快市场化机制完善 - 全面参与电力市场：鼓励新型储能全面参与电能量市场，完善电力中长期、辅助服务市场，加快推进现货市场建设，允许符合条件的新型储能作为独立主体或与新能源联合参与市场交易 [6][30][31] - 完善价格机制：研究完善新型储能市场化价格形成机制，按照“谁受益，谁承担”原则，合理补偿储能可靠容量成本，推动储能参与现货市场交易 [6][31] - 优化辅助服务市场：优化完善新型储能参与电网调频及黑启动辅助服务市场机制，探索研究爬坡、转动惯量等辅助服务品种 [6][31] 2025年项目清单与未来布局 - 2025年项目清单：形成《2025年云南省新型共享储能项目清单》，共包含45个项目，总规划装机容量为895.5万千瓦，规划容量为2036万千瓦时 [7][10] - 项目进度细分：清单中已投产项目28个，装机545.5万千瓦，容量1111万千瓦时；在建项目10个，装机205万千瓦，容量575万千瓦时；项目前期7个，装机145万千瓦，容量350万千瓦时 [10][36][37] - 2026-2027年布局：研究提出了《云南省新型共享储能发展规模和布局（2026—2027年）》，在滇中、滇东、滇西北、滇西南等片区的新能源富集及电网关键节点进行重点布局 [8][22][38]

云南省储能发展现状 - 截至2025年6月底 云南省投产并网新型储能498 7万千瓦 技术路线全部为磷酸铁锂 [1] - 集中共享储能项目24个 装机455 5万千瓦 占已投产总量的91 3% [1] - 在建集中共享储能项目11个 装机230万千瓦 技术路线仍以磷酸铁锂为主 [1] 储能技术路线调整方向 - 当前技术路线单一 下一步将推动集中共享储能多元化发展 [1] - 鼓励采用全钒液流 压缩空气等长时储能技术 实现短时与长时储能结合 [1] 行业动态关联信息 - 云南已实现600MW/1 2GWh单体规模最大集中式共享储能项目并网 [1] - 省内首家独立储能参与电力市场化交易 显示商业模式创新 [1] - 电力调峰辅助服务市场交易规则拟优先调用储能资源 [1] 产业服务平台 - 联盟官微提供政策 项目 企业及市场活动信息 [2] - 联盟官方渠道支持入会 产业交流及活动对接服务 [3]

公司运营情况 - 就2024年度整体运营情况及行业情况进行交流 [2] 公司储能情况 - 目前储能主要为光伏电站配套储能，规模约1500MWh，涵盖磷酸铁锂、全钒液流以及超级电容储能类型，后续推进工商业储能开拓及实施 [2] 电站组件技术路线 - 运营电站组件技术以TOPCon为主，个别项目试点HJT技术路线，后期按需试点应用一定比例BC及钙钛矿组件 [3] 补贴进展 - 2024年收到电费补贴13.66亿，其中国补12.33亿，积极关注后续发放情况并配合相关工作 [3] 分红情况 - 自上市以来重视股东投资回馈，保持稳定现金分红，过去三年累计现金分红约15.12亿，分红比例约占年均归母净利润的36%，未来综合考虑盈利和资本支出等安排分红 [3] 海外项目拓展 - 与斯里兰卡、印度尼西亚、乌兹别克斯坦等国家地区相关部门洽谈，部分签署项目MOU，后续加快海外光伏发电项目投资落地，重点推进“一带一路”沿线国家和地区项目开发和收购 [3] 信息披露说明 - 接待过程保证信息披露公平，无未公开重大信息泄露，现场调研投资者按深交所要求签署承诺函 [3]

公司业绩情况 - 2024 年营业收入同比下降 65.38%，归母净利润亏损 8.51 亿元，主要受光伏行业竞争加剧、技术更新迭代影响，电池片业务销量减少 [6] - 2025 年第一季度营业收入同比增长 9.50%，亏损同比收窄 31.26% [5] - 预计 2025 年将实现大幅减亏 [8] 技术与研发情况 - 2024 年下属子公司取得各类技术创新成果获行业协会科技进步二等奖、三等奖 4 项，省科技进步二等奖 1 项 [4][5][8] - 2024 年及 2025 年第一季度研发投入持续稳中有升，未来将持续加大在基础研究、高端碳材、新型储能等方面的研发投入 [6] - 储能产品同时布局磷酸铁锂储能与全钒液流储能两种技术路线，全钒液流电池技术目前效率达 70%以上，处于行业领先水平 [3] 市场与业务情况 - 2024 年成立专业化供应链管理公司，发挥内部产业协同和外部渠道化优势，制定销售和售后服务政策，拓展销售渠道 [10] - 收购梅山湖公司后，石墨电极全产业链产能将突破 10 万吨，预计石墨电极行情较去年好转，今年盈利能力有所增加 [8] - 主业定位于“高端碳材、新型储能”，现有储能产业包含磷酸铁锂储能和全钒液流储能，与平煤神马集团不构成同业竞争，计划在条件成熟时将天源新能源注入上市公司 [8] 降本增效与管理情况 - 2024 年加大直接融资、低成本融资和高息短期贷款置换力度，推动整体融资成本较去年下降 0.38 个百分点 [6] - 深化“日成本，日利润”管理，在下属单位推广作业成本管理系统，抓好成本控制，划小核算单元 [6][8] - 成立经营管理对标工作专班和办公室，科学设定三年对标要素及路径，对标行业内一流企业，完成三年对标管理提升方案 [8] 股东回报与市值管理情况 - 一直高度重视股东回报和市值管理工作，后续将持续加强市值管理，向资本市场传递公司价值，增进市场认同并积极回报股东 [3] 业绩预告差异情况 - 2025 年 1 月 17 日披露 2024 年度业绩预告，年审中基于谨慎性原则，对出售平煤隆基 80.2%股权事项的会计处理由投资收益调整为资本公积，并于 2025 年 3 月 22 日披露 2024 年年报，导致业绩预告存在差异 [6] 未来发展规划情况 - 坚定“新能源、新材料”战略方向，围绕高端碳材、新型储能两大主线，在“强主业、调结构、降成本”三方面下功夫 [3] - 未来将持续围绕“高端炭材、新型储能”主业开展并购重组 [6]

四川省2025年电网侧新型储能项目清单 项目总体情况 - 四川省拟纳入27个电网侧新型储能项目，申报总规模为3.77GW/9.725GWh，经调减后规模为3.02GW/8.24GWh [1] - 技术类型以磷酸铁锂为主，同时涵盖压缩空气储能、新型固态电池储能、全钒液流、电化学+超级电容混合储能、磷酸铁锂+钠离子/钛酸锂混合储能等多种技术路线 [1] 重点项目详情 - **中创新航科技集团**：龙泉驿区100MW/200MWh集中式储能项目 [2] - **四川蜀道清洁能源集团**：东部新区300MW/2400MWh压缩空气储能项目（规模最大） [2] - **华能景顺私募基金**：成都东部新区200MW/400MWh新型储能项目（调减至100MW/200MWh） [2] - **通威新能源**：金堂150MW/300MWh独立共享储能电站（调减至100MW/200MWh） [2] - **国能大渡河公司**：乐山市夹江县100MW/400MWh全钒液流储能电站（单位容量成本优化） [3] - **巴中科发能源**：巴中210MW/405MWh液冷磷酸铁锂/钛酸锂混合储能电站（调减至110MW/220MWh） [3] 实施机制 - 项目采用市场化方式推动实施，由市（州）能源主管部门和电网企业协调保障 [6] - 公示期为2025年5月21日至27日，接受实名书面异议 [6] 技术分布特点 - 磷酸铁锂技术占比最高，混合储能技术（如钠离子、钛酸锂、超级电容）成为创新方向 [1][2][3] - 压缩空气储能项目单个体量突出（蜀道集团300MW/2400MWh） [2] - 全钒液流（国能大渡河）、新型固态电池（成都西岭兴邑）等前沿技术实现应用突破 [2][3]

大庆基地2024年度数据成果发布会 - 国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）发布2024年度数据成果，涵盖气象环境、组件、逆变器、支架、储能产品、光伏系统、光储系统七个方面的实证成果 [1] - 逐年对比各类设备在不同环境下的性能差异，研究光资源、温湿度等气候条件与实际发电能力的关系，量化分析背面辐照、温度系数等区域特征影响因素 [1] - 提出户外运行系统效率最高、成本最低的优化设计方案，致力于将数据成果应用于新型能源体系建设 [1] 大庆基地数据采集与分析成果 - 大庆基地完成第三个完整年度的数据采集与分析，持续优化数据统计维度和方法，综合分析多期产品性能及技术进步影响 [2] - 建立环境特征与产品性能、不同产品间性能及系统间的相互影响关系，为新产品、新技术、新方案提供实证实验数据支撑 [2] - 大庆基地已发布9次高寒高纬度地区实证实验数据成果，承担8项前沿课题研究，各类型新设备首台套广泛应用 [2] - 河南平顶山暖温带基地获批，未来将与大庆基地开展不同气候类型的光储实证实验，形成更完善的实证成果 [2] 储能产品实证成果 - 一期锂电池储能本体效率和系统效率基本稳定但略有降低：1C磷酸铁锂本体效率≥94%，系统效率（含厂用电）≥74%；0.5C磷酸铁锂本体效率≥95%，系统效率（含厂用电）≥77%；三元锂本体效率≥94%，系统效率（含厂用电）≥66% [4] - 2024年磷酸铁锂储能1C（500kWh）容量衰减3.46%，0.5C（1680kWh）容量衰减3.44% [5] - 技术迭代后磷酸铁锂本体效率提升，0.5C磷酸铁锂储能本体首年同期循环效率从一期94.99%（120Ah电芯）提高到二期96.07%（180Ah电芯） [7] - 环境温度0-5℃时系统效率（含厂用电）最高达80%，高于25℃时最低为70%，温差影响达10% [8] 光储系统实验成果 - 单一储能系统光储联合出力曲线平滑，调节效果较好；混合储能因厂家策略配合难度大、响应时间不统一，运行效果较差 [11] - 二期升级动态阈值策略后，阴天储能利用率从0%提升至22.5%，模拟电网调度时输出功率最大偏差率10.2%，平均偏差率2.7% [15] - 5MW系统区实际有效利用小时数2919小时（理论3017小时），10MW系统区实际2361小时（理论2430小时），一期固定阈值策略导致利用小时数低于设计值 [17][18][19] 行业动态 - 一季度储能出海热潮：近100GWh储能大单，同比激增756%，5月单周破10GWh [21] - 山东拟拉大储能充放电价差，力争年底新型储能规模突破10GW [21] - 4月发布64项政策，电力市场与辅助服务类居多 [21]

核心观点 - 河北省发改委组织开展多元技术路线独立储能试点项目申报工作，旨在推动新型储能多元化、产业化、市场化高质量创新发展，支持先进技术与关键装备推广应用 [1][8][9] - 试点项目总规模不超过350万千瓦，各市推荐数量不超过5个，重点关注重力、钠离子、钒液流、氢储能、固态电池、深地空间等多元技术路线或磷酸铁锂储能新技术应用 [1][2][9][10] 申报容量 - 单体项目容量一般为10万千瓦，最大不超过20万千瓦 [3][11] - 采用"磷酸铁锂+X"混合储能技术路线的，磷酸铁锂部分占比不得高于90% [3][11] - 项目实施主体需按批复规模和技术路线设计建设，不得随意拆分调整或分期建设 [3][11] 规划选址 - 需加强安全风险评估，与民用建筑、工业建筑、交通道路等保持安全距离 [4][11] - 应远离人员密集场所、易燃易爆场所，不得占用永久基本农田或涉及生态保护红线、自然保护区等禁止开发区域 [4][11] 时限要求 - 纳入试点的项目需在9个月内开工，15个月内并网 [5][11] - 逾期未开工项目将取消建设计划 [5][11] 申报程序 - 各市能源主管部门优先按电网接入站点推荐项目，初步审核后报送省发改委 [12] - 省发改委复核后征求电网公司意见，委托第三方机构开展专家评审 [12] - 综合考虑电网意见和评审结果确定入围名单，公示不少于5天后正式印发清单 [12] - 委托第三方评估试点效果，总结推广先进技术、商业模式和标准规范 [13] 组织实施 - 各市需统筹协调自然资源、林草、电网等部门，健全建设协调推进机制 [14] - 严禁强制要求储能企业配套产业增加负担 [14] - 严格落实安全监管责任，确保项目符合新型储能电站相关标准规范 [14] - 申报材料需在5月15日17:30前报送，逾期不予受理 [14]