中信建投：低渗透率高IRR，储能迎来非线性增长的奇点

136号文促进新能源全面入市，给新能源带来挑战，同时也给储能带来前所未有的发展机遇。容量电价、容量补偿已成为取代强制配储的市场化手段，为储能提供有力的保底收益。同时新能源市场化促进峰谷价差拉大，与容量电价配合，多个省份独立储能项目已取得良好的经济性。我们认为储能经济性的提升将带来行业爆发式非线性增长，上调2025-2027年全球新增储能装机至272、441、642GWh，同比增速分别为45.6%。

136号文促进新能源全面入市，挑战与机遇并存

我国新能源上网电价政策先后经历核准电价、标杆电价、平价上网时期，136号文后将进入全面市场化交易时期。136号文提出机制电价、机制电量手段作为过渡，对增量项目均提出了很高的市场化要求。山东首批机制电价竞价结果相较煤电基准电价折价明显，标志新能源市场化改革进入深水区。

政策、市场双管齐下，经济性提升促使储能实现爆发式增长

河北、甘肃、宁夏、山东、内蒙等多省推出容量电价、容量补偿政策，为储能提供了有力的保底收益。同时，新能源进入市场促进各省峰谷价差显著拉大，如山东、山西等省新能源装机容量增长，导致今年以来峰谷价差明显提高。容量电价、容量补偿政策结合市场化峰谷套利，多省储能项目可实现良好的经济性，尤其以内蒙为明显。同时，我们测算光伏项目通过自发配储将电力转移至高电价时段上网，将具备明显的经济性，消纳困难的地区自发配储有望成为趋势。

全球储能需求共振，带动板块进入新周期

全球储能需求在新能源渗透率提升、储能系统成本价格下降双重驱动因素下同步爆发，国内外储能需求实现共振，带动板块进入新周期。

投资建议：上调储能装机容量预期，建议关注各环节龙头公司

我们上调2025-2027年国内新增装机预测至150GWh、260GWh、380GWh，全球新增装机则可达272、441、642GWh。

1、136号文促进新能源全面入市，新能源、储能挑战与机遇并存

1.1、新能源全面入市之前，先后经历了核准电价、标杆电价、平价上网等时期

（1）核准电价时期（2008）

早期为推动国内产业发展，2008年发改委分批次核准了4个光伏项目，包括上海2个，内蒙古及宁夏各1个，电价核准为4元/kWh。

（2）特许权竞价时期（2009-2011）

2008年起国家组织实施了两批特许权招标光伏项目，采用“价低者得”招标方式，以2011年6月第二批光伏特许权项目招标为例，共涉及西部8省区13个项目，总计规模为280MW，中标电价范围为0.7288-0.9907元/kWh，中标者均为五大电力集团，尤其以国家电投中标最多。

（3）标杆电价时期（2011-2018）

2011年出台第一个地面光伏上网电价政策，最初要求2012年7月1日前核准、12月31日前投产的光伏项目，上网电价统一为1.15元/kWh，期限原则上长达20年。2024年我国开始执行三类标杆电价，根据光照小时数分为I、II、III类资源区，实行分区标杆上网电价。此后三类太阳能资源区上网电价逐年递减，并在2018年下调两次，且仅安排10GW分布式光伏规模，形成“531”事件。

（4）指导电价+竞争电价（2019-2020年）

2019年发改委将三类资源区上网指导价确定为0.40、0.45、0.55元/kWh，明确新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。分布式光伏补贴也大幅下调，并分为自发自用分布式和户用光伏两类，2019年分别为0.1元/kWh、0.18元/kWh，2020年进一步下调至0.05元/kWh、0.08元/kWh

（5）平价上网时期（2021-2024）

2021年发改委明确，新疆光伏项目按当地燃煤发电基准电价执行，且中央财政不再进行补贴。此外，通知还允许新建项目可直接参与市场化交易，形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。

根据中电联数据，2024年全国市场化交易电量已从2016年的1.1万亿kWh增长到6.2万亿kWh，占全社会用电量的比重由17%提升至63%。2024年，全国新能源市场化交易电量已突破1万亿kWh，占全部新能源发电量的比重达到55%，超过半数新能源实现入市，新能源已具备全面参与电力市场交易的条件。其中，2024年全国绿电交易总量达到2349亿kWh，同比增长237.9%。至2025年1-5月份，我国绿电交易量已达到2209亿kWh，同比增长达49.2%。

1.2、136号文发布新能源全面入市，给新能源带来挑战

136号文对存量和增量项目设定了不同的市场化方式

今年2月9日，国家发改委、能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称136号文），标志着新能源全面入市时代的到来。该文件，首次明确“推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场”，结束了多年来电网统购统销的新能源电量销售机制。

为了体现“新老划断”的思想，保证老项目收益的稳定性，136号文提出将5月31日之前并网的项目，称为“存量项目”，而在5月31日之后并网的项目，则称为“增量项目”，存量项目和增量项目适用不同的机制电量、机制电价决定机制。其中，存量项目机制电价大多仍保证原先的电价水平（“按现行价格政策执行”），机制电量也基本保持原有水平（“妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策”），保证存量项目收益的稳定性。可以理解为，对新能源项目而言，被纳入机制的电量最终将以机制电价进行结算，从而避免了暴露在电价波动的风险中。

而在具体如何确定机制电量和机制电价方面，体现了“新老划断”的思想，即5.31之前并网的新能源项目，被视为“存量项目”，而5.31之后并网的项目则被视为“增量项目”，两者适用不同的机制电量和机制电价的决定方法。但对5月31日之后并网的增量项目，机制电价需进行竞价，机制电量则主要由各省的非水可再生能源消纳责任权重来确定。

但机制电量的设置并不代表这部分电量不进入市场进行交易。136号文提出在市场外建立差价结算的机制，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。意图是让所有新能源电量均进入市场进行交易，从而让交易电价真实反映供需。

从目前已披露的各省136号文衔接文件来看，对于存量项目，机制电价大多仍采用各省煤电基准电价，而对于增量项目，机制电价则需要进行竞价，具体竞价方法类似于电力现货市场中的撮合交易机制，即按报价从低到高进行撮合，并取满足交易规模（机制电量规模）最高报价的项目来确定机制电价水平。

各省136号文衔接文件逐步推出，机制电价竞价结果表明新能源市场化已进入深水区

136号文宗旨是推动新能源全面进入市场化交易，从各省136号文衔接政策来看，多省均提出增量项目的机制电量比例较低，比如甘肃首批增量项目机制电量仅约8.3亿kWh；山东机制电量规模风电、光伏仅约81.7、12.9亿kWh，对应风电、光伏新增装机仅约4.9GW、1.3GW；新疆新增项目机制电量为上网电量的50%；宁夏仅为全区增量新能源项目上网电量的10%；而蒙东、蒙西则更是不设机制电量、机制电价。这些省机制电量比例较低的原因，一是因为这些地区新能源市场化交易比例本来就较高，二是因为需要让项目尽量多地参与到市场交易中，因此增量项目上网电量将很大程度上暴露在市场风险中。

近期山东省公布首个机制电价竞价结果，其中，风电机制电价为0.319元/kWh，25个风电项目入选，入围规模3.5911GW；光伏机制电价0.225元/kWh，入选项目为1175个，规模1.265GW，其中集中式光伏1.219GW，分布式光伏46MW。可以看出，尽管竞价范围上风电竞价下限低于光伏项目（风电为0.094-0.35元/kWh，光伏为0.123-0.35元/kWh），但竞价结果上风电显著高于光伏。风电相比山东省煤电基准电价0.3949元/kWh折价19.2%，而光伏折价比例达到43%。

山东136号文机制电价的竞价结果表明，新能源市场化改革已进入深水区，从此新增项目的上网电价与煤电基准电价不再挂钩。以光伏机制电价竞价结果0.225元/kWh来看，不但远低于山东燃煤基准电价0.3949元/kWh，也低于2024年山东省平均光伏结算电价0.35元/kWh。以2024年国内陆上集中式光伏平均单位造价3.45元/W，取利用小时1300h，我们测算0.225元/kWh的机制电价对应的项目资本金IRR约5.5%（全投资IRR更低）。因此若不考虑增配储能等手段提升项目收益，则新增项目经济性将受到严重考验。

总的来看，我国新能源上网电价大致经历了核准电价时期、标杆电价时期、平价上网时期，以及如今的全面入市时期，随着新能源逐步进入电力市场，对电网的扰动逐渐增大，电力系统迫切需要更多储能等调节型资源，同时上网电价逐渐下降，同样需要配置储能来提升项目收益水平。

2、政策+市场双管齐下，经济性提升将促使储能实现爆发式增长

2.1、容量补偿/容量电价取代强制配储，成为市场化环境下激励储能发展的有效政策手段

煤电容量电价已经建立，针对储能的容量电价政策逐步推出

为解决新能源发电渗透率逐年升高后煤电利用小时下降，从而收入下降的问题。2023年11月10日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价的通知》（发改价格〔2023〕1501号），正式提出建立煤电容量电价机制，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

容量电价政策体现了电力系统对容量支撑的“奖励”，允许煤电在不发电时（只要能响应调度的容量支撑需求）也可以获得一份稳定的收益。补偿以申报出力（功率）而非发电量为基准，更好地体现了两部制电价下为容量付费的精神（即使不一定实际发电）。在新能源装机占比逐渐提高，煤电利用小时逐年下降的情况下，对维持煤电的健康经营具备重要的意义。

与煤电类似，新型储能未来将在电力系统中主要发挥调节作用，因此容量电价对储能也十分重要，2022年印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》已提出要“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，标志着容量电价从理念探索进入机制建立阶段。

多省试行容量电价、容量补偿政策，为储能提供了有力的保底收益

早在2024年1月，河北发改委发布《关于制定独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》，该文首次提出建立独立储能容量电价机制，以先到先得的竞争方式确定享受容量电价政策的项目名额，容量电费纳入系统运行费用分摊。当时提出的容量电价标准为，2024年5月31日前并网的项目可获得100元/kW/年的容量电价，此后并网的则逐月退坡。2025年3月河北发改委《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》又将这一容量电价标准再次确定为100元/kW/年，并明确2024年已按容量电价激励政策退坡机制执行的独立储能电站，年度容量电价不足100元/千瓦的追补至100元/千瓦。

今年，甘肃、宁夏先后发布新型储能容量电价政策，相比河北政策，甘肃、宁夏容量电价标准分别为330元/kW/年和165元/kW/年，较河北标准更高。但甘肃、宁夏的储能容量电价政策相较河北政策也有诸多不同，如容量补偿标准与储能放电时长挂钩，基准时长为6h，即储能时长需达到6h才能按上述标准获得容量电价，若不足6h则按时长打折。

甘肃、宁夏的容量电价政策是在136号文背景下推出的，我们认为将成为未来全国推行的容量电价政策的雏形。特点在于：（1）奖励长时储能，要足额获得容量电价市场需至少达到6h，若超过6h获得的容量电价更高，若不足6h则相应打折；（2）容量电价水平还需乘以容量供需系数，与省内供电容量缺口有关；（3）未来将进一步过渡到容量市场，即容量电价水平不是由政府来指定，而是由市场来决定。

除此之外，还有一些省推出了各自特色的容量补偿政策。如内蒙发布《关于加快新型储能建设的通知》明确2025年投产的独立储能可获得0.35元/kWh的容量补偿，按对电网的放电量进行补偿，且连续补偿10年。补偿金额由发电侧机组根据装机容量分摊。山东省此前早在2022年就推出了本省特色的容量补偿机制，即在用户侧收取一定的容量补偿费用，再补偿给新型储能和煤电，但该补偿标准不高，收取标准先后由0.0991元/kWh调整为0.0705元/kWh。

容量电价和容量补偿政策区别主要在于：一是容量电价是按申报机组出力（功率）而非发电量作为补偿基准，与煤电两部制电价完全相同。即储能无需实际向电网送电，只需保证其响应电网调度的能力，即可按装机容量获得收益，与实际电网调度次数无关，做到了相对公平。二是容量电价向用户侧（通常为工商业用户）传导，用户侧作为储能的最终受益方，体现了“谁受益、谁付费”的原则。

容量电价仅仅是给储能提供一个保底收益，仅靠容量电价并不能让储能获得较高的经济性水平。以甘肃、宁夏、河北三省中容量电价水平最高的甘肃（330元/kW/年）为例，假设储能电站EPC单位成本为0.8元/Wh，则一座100MW×6h的独立储能电站造价约为4.8亿元，不考虑供需系数打折，可获得容量电价水平约为一年3300万元，仅靠容量电价投资回收期（不考虑运维、材料损耗等费用）约为14.5年，折算全投资IRR约在5%以下，无法取得较好的经济性。储能想要获得较高的收益水平，还需在电力市场中获取。

2.2、各省峰谷价差随着新能源入市显著拉大，政策+市场助推独立储能经济性提升

峰谷套利是储能获取收益的主要方式之一

随着电力市场化逐步深入，目前我国启动电力现货市场正式运行的省区已达10个，分别为广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江、安徽、陕西、辽宁、福建。电力现货市场通过每15分钟一个点进行供需撮合交易，生成该时点的现货电价，现货电价水平反映了该时点的电力供需状况。如电力供过于求，电价就会下跌，甚至出现负电价；如果电力供不应求，电价就会升高，甚至在极端缺电情况下出现飙升。

在开展电力现货市场的省份，储能可通过报量报价的方式参与交易，通过“低充高放”获取收益，而在尚未开展电力现货市场的省份，也可参与中长期交易市场（如河北省），同样通过“低充高放”获取收益。简单计算可得，若100MW/400MWh电站运行在河北，年循环次数330次，则其通过容量电价获取的收益每年为1000万元，而假设峰谷价差为0.3元/kWh，每年通过峰谷套利获取的收益约为3960万元，远超过容量电价的数额，为电站的主要收益来源。

随着新能源装机的增长和入市，各省现货峰谷价差明显拉大

以今年8月为例，分时电价峰谷价差较大的省包括山东、山西、甘肃、蒙西、湖北、陕西、辽宁等。若比较2月份，冬季因负荷较低，午间低谷更为明显，山东、山西、甘肃、蒙西峰谷价差较大。

从峰谷价差变化上，2025年以来山西、山东等地区峰谷价差呈现放大趋势，尤其山西地区。根据兰木达电力现货统计数据，山西省2025年现货价格在凌晨、中午时段显著下降，在早晚高峰处有所上升，分时峰谷价差扩大。

与之对应，2025年1-4月风光出力功率相比于去年有显著提高，风电出力平均增长48%，光伏出力平均增长59%。山西省风电装机容量相比于去年四月增长4%，光伏装机容量增长41%。由此可见，①2025年风光资源明显好于去年同期，大风天较往年增多，降水天相对较少；②新能源装机相比去年同期有明显的增长，综合导致山西省2025年1-4月峰谷价差出现明显提升。

根据各省分时电价数据，我们统计了不同省份1-8月份各月分时平均峰谷价差情况，结果表明，2025年以来山西、山东峰谷价差呈放大趋势，尤其山西地区峰谷价差显著提升。

从新能源发电量角度来看，2025年1-8月，山西省风电发电量372亿千瓦时，同比增长21.1%。光伏发电量179.16亿千瓦时，同比增加11.5%，风光发电均上升。山东省风电发电量390.2亿千瓦时，同比降低1.3%。光伏发电量209.34亿千瓦时，同比增加26.4%，光伏发电量呈上升趋势。

从新能源装机角度来看，1）山西省：2025年1-6月，新能源（风电+光伏）装机容量达7167万千瓦，占比超46%。光伏发电量同比高增40.33%，成为增长最快电源。2）山东省：2025年1-6月，风电、光伏发电合计装机容量高达约1.186亿千瓦，同比增长32.44%，占总发电装机容量的47.74%，比重较2024年同期大幅提升6.18个百分点，较2024年底提升3.48个百分点。

由此可见，2025年以来，受到风电、光伏装机量较快增长的影响，典型省份的峰谷价差出现扩大趋势。

独立储能通过容量电价（或容量补偿）搭配峰谷价差套利，已在多省实现较好的经济性

独立储能搭配容量电价（或容量补偿）和峰谷价差套利，已可实现较好的经济性，我们对几个典型省份进行测算，得到如下结果：

可见，上述各省均可实现良好的经济性，山东、内蒙由于峰谷价差高，或容量补偿水平高，经济性尤其突出，其中又可分为以下几种情况：

（1）峰谷价差高、容量电价低

典型代表如山东，目前年平均峰谷价差达到0.45元/kWh左右，冬季更可达0.5-0.6元/kWh，且峰谷时段曲线平坦，价差捕获率高，主要由于山东光伏装机大，且经济发达，晚间负荷高所致。山东目前没有容量电价，只有少量容量补偿，折合到每度电中仅约0.06元/kWh左右，但由于峰谷价差高，我们测算山东独立储能电站资本金IRR水平可达15%以上，即使考虑峰谷价差无法完全捕获的影响，山东项目IRR达到10%以上是比较容易做到的。

（2）峰谷价差低、容量电价高

典型代表如甘肃，甘肃尽管新能源装机占比高、消纳问题严峻，但因为经济相对薄弱，且河东、河西之间电网阻塞情况较严重，因此峰谷价差并非很高，我们取年平均0.25元/kWh左右。因此相比山东，甘肃的储能项目更需要容量电价提供一份稳定收益。在330元/kW/年容量电价支撑下，即使考虑容量供需系数的原因打7折，搭配甘肃本省峰谷价差后也能实现10%左右的资本金IRR水平。

（3）峰谷价差和容量电价（补偿）双高

典型代表如今年的内蒙，给出了0.35元/kWh的高额容量补偿，同时，在现货市场正式运行省份中，蒙西峰谷价差为最高，高达0.7-0.8元/kWh，若容量补偿、峰谷价差拿满，可以实现20%以上甚至30%以上的资本金IRR水平。但要注意，目前蒙东市场还未开始现货正式运行，且蒙西现货市场呈尖峰特性，捕获率不一定很高，因此预计实际IRR水平不会如此夸张。但内蒙容量补偿政策确实对储能项目投资积极性刺激明显。根据CESA储能应用分会统计，今年1-7月内蒙落地储能项目采招规模居全国第二，达到4.02GW/15.5GWh，根据CNESA统计，8月份内蒙落地的储能招标项目更是领跑全国，且全为独立储能。

2.3、新能源入市上网电价下降，自发配储有望成为趋势

以山东为例，机制电价第一批竞价结果中，光伏机制电价为0.225元/kWh，风电为0.319元/kWh，分别较山东省煤电基准电价标杆电价0.3949元/kWh折价43%、19%。机制电价远低于基准电价。我们测算这种情况下光伏项目的资本金IRR仅5.5%左右，因此如何在136号文后的市场环境下保证新能源项目的收益成为亟待解决的问题。

此外，西北地区消纳问题较为严重，从公开数据来看，自从去年放开消纳红线后，全国今年1-7月的新能源消纳率已较去年产生明显下降，其中蒙西、蒙东地区消纳率下降情况更为明显，蒙西光伏利用率已不足90%。

这种情况下，新能源（尤其是光伏电站）可考虑自发配储以实现经济性。假设集中式光伏电站的大EPC单价约为3.2元/W，那么若电量全部在午间时段发出，此时电价因午间电价低，假设平均约为0.1元/kWh，那么项目的资本金IRR仅为2.1%左右，事实上处于亏损状态，不能达到合理收益率要求。若主动配置储能进行能量时移，将电量转移至电价较高的傍晚、晚间时段，将有望获得较好的经济性。

若光伏电站自发配储以将低电价时段所发电能转移至高电价的晚高峰时段，设置四种场景，分别配储100、200、300、400MWh，分别将1/4、2/1、3/4、全部的电量进行转移。计算可得，除配储100MWh经济性差于原不配储方案外，其他三种方案经济性均好于原方案，随着配储比例的提升，资本金IRR从1.8%提升至11.3%，投资回收期缩短至10.5年。

因此，新能源全面进入市场后，通过自发配储能够有效地提高项目收益率，若条件允许，应配置较多的储能容量，用以将尽可能多的电量时移至高电价时段，经济性将更加出色。

3、储能的爆发式非线性增长箭在弦上，看好储能行业投资机会

我们认为，136号文后新能源全面市场化为储能带来了前所未有的发展机会，独立储能的容量电价（容量补偿）+峰谷套利模式已被证明在多省具备良好的经济性，一旦达到项目盈利能力的拐点，我们预计储能将迎来类似于新能源平价上网后爆发式的发展机会。从产业链反馈来看，今年以来储能电池需求旺盛，多家企业储能电池满产，客户端甚至出现“一芯难求”的盛况。而从项目端来看，今年以来储能项目招标旺盛，尤其EPC项目招标在5.31以后出现不降反增的情况，我们了解到河北、内蒙等省项目上报十分积极，甚至多地出现了电网变电站接入间隔不足，各家投资商竞相争抢变电站接入资源的情况。

我们上调2025-2027年国内新增装机预测至150GWh、260GWh、380GWh，我们认为在今年短暂调整后，年底迎来一波装机高峰，并且在明后年乃至更长的时间段内保持高增速。同时，全球储能需求在新能源渗透率提升、储能系统成本价格下降共振下同步爆发，我们认为2025-2027年全球新增储能装机将达到272、441、642GWh。

投资方向上，我们认为从储能电池、系统集成、PCS等关键零部件均存在投资机会。其中电池环节目前较为紧缺，具备一定的涨价潜力，是目前较为优选的环节，而集成环节则作为储能系统整体价值链的提供方，头部企业订单高涨，具备较大的业绩弹性。

1）需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期等。

2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。

3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期等。

4）国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深等。

5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。

6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升等。

来源：中信建投证券研究