观点聚焦

投资建议

中国大型储能行业正经历从“政策驱动”向“市场化驱动”的关键转折，商业模式逐步清晰、应用场景趋于多元，行业进入规模化、高质量发展的新阶段。

理由

项目招标数据景气向上，优质电芯供给紧缺。2025 年1-10 月国内新型储能招标规模达205.30GWh，同比+45%，央国企集采规模同比+61%，驱动装机规模持续高增。供给侧头部电芯企业产能利用率接近满产，我们预计供需偏紧态势或将延续至2Q26。

商业模式走向主动价值创造，多元社会资本进场推动储能建设。

“136 号文”前，强配项目的价值来源是 “获取新能源路条”，储能价值未能充分体现。“136 号文”后，独立储能可通过“峰谷价差套利+容量市场+辅助服务”发挥真实价值。我们对全国七省区的独立储能经济性进行测算，蒙西、新疆、河北南网资本金IRR可达10%以上，山西、山东、甘肃在6.5%以上。在此背景下，以专业化基金的形式投资和运营储能电站有望成为大势所趋，多元社会资本加速入局推动储能建设。

容量电价政策带来短期抢装潮，看好中长期储能需求增长。我们认为短期内优质节点资源紧缺，在各省容量电价出台的预期下，社会资本纷纷入场，独立储能有望在政策窗口期迎来抢装期。我们初步测算由发电侧电费下降可支持的2026-2027 年独立储能理论装机空间约为 158GW/634GWh。中长期看，我们认为自2027 年起，随着电力市场建设的逐渐完善，新能源装机规模不断提升，新型储能装机将由被动式的政策刺激转向内生性的需求，新增需求主要来自发电侧主动配储和负荷侧多场景应用。随着风光等波动能源的发电量占比进一步提升，我们预计“十五五”期间储能的商业化配置需求总量在1.5-1.7TWh（含抽水蓄能），复合增速20%以上。

估值与建议

维持相关公司的盈利预测、估值及目标价不变。

风险

政策落地进度不及预期，宏观经济风险。