中信建投：储能多环节紧缺，新周期来了！

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（来源：能源日参）

10月26日电，中信建投研报称，上调明年国内储能装机增速至翻倍，锂电新周期序幕拉开。投资方向上，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。

上调明年国内储能新增装机至翻倍：

（1）招标景气上行

（2）社会资本投资积极

（3）经济性提升多省成为投资富矿。因此，在旺盛的需求下，明年锂电池总需求有望超过2700GWh，同比增速30%以上，多个环节均可能出现短缺。

招标景气上行，全年招标有望突破360GWh

我们统计下来今年1-9月份国内储能项目新增招标255.8GWh，同比增长97.7%。此前市场认为，136号文“取消强制配储” 5.31后招标数据理应回落，但实际上招标不减反增，6、7、8、9月新增招标同比增速分别达到231%、195%、75.5%、101%。考虑到Q4往往为招标旺季，即使保守来看今年Q4招标量同比持平无增长，则全年招标至少可达到361.6GWh。

社会资本投资积极，各省下发大量储能项目指标

据储能头条统计，今年以来各省发布的储能项目清单已达到505个，项目总容量达到85.59GW/250.1GWh。从项目分布来看，内蒙、河北、山东项目较多，分别达到77.4、67.9、40.5GWh。上述项目是由社会资本申报，具备较高的兑现度。

“政策+市场”双护航，经济性提升多省成为储能投资富矿

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。内蒙、山东、河北等省IRR可达15%左右，大多省份各自走出经济性，资本金IRR可达8%以上。

上调明年国内储能新增装机至300GWh，多个环节可能出现短缺

我们预计明年锂电池总需求有望超过2700GWh，同比增速超过30%，其中储能电池需求超过900GWh，锂电多个环节可能出现紧缺。

1. 招标景气上行，136号文实施后不减反增，全年招标有望突破360GWh

我们统计下来今年1-9月份国内储能项目新增招标255.8GWh，同比增长97.7%。其中1-9月份除5月外，均保持同比增长。此前市场认为，136号文“取消强制配储”条款将导致5月以后需求下降，1-3月份招标数据同比增长，是因抢5.31日抢装节点所致，而5.31后招标数据理应回落，但实际上136号文生效后，储能项目招标不减反增，6、7、8、9月新增招标同比增速分别达到231%、195%、75.5%、101%。

我们在此前的报告中已经探讨过，政策+市场双重因素驱动下，今年国内储能经济性全面达到拐点，是需求超预期的最主要原因。从招标角度来看，Q4往往为招标旺季，我们统计下来，去年全年招标235.2GWh中，有105.8GWh产生于Q4，占全年招标量之比达到45%。假设今年招标季度结构与去年相同，则全年招标有望达到465GWh，即使保守来看今年Q4招标量同比持平无增长，则全年招标至少可达到361.6GWh。

2. 社会资本投资积极，各省下发大量储能项目指标

目前国内储能项目在136号文“取消强制配储”之后，各地储能项目投资已从“要我投”向“我要投”转变。据储能头条统计，今年以来各省发布的储能项目清单已达到505个，项目总容量达到85.59GW/250.1GWh。值得注意的是，与此前新能源竞配等场合要求风光项目强制配储若干比例不同，今年以来由于取消强制配储，因此上述项目是由社会资本申报投资需求，再由政府审批下发的项目指标，可以理解为社会真实的投资需求，具备较高的兑现度。

从项目分布来看，内蒙、河北、山东项目较多，分别达到77.4、67.9、40.5GWh，均为新能源装机占比高、消纳有一定困难的省份，体现出这些省份储能投资积极性非常旺盛。其中，今年以来内蒙古发布了4批次储能项目清单，数量达44个，总规模达到17.95GW/77.4GWh，投资主体上内蒙古能源集团、内蒙古电力集团占比较高，均达到8GWh以上。

河北发布了2批项目，其中第一批“2025年拟安排项目的公示”共发放项目指标37个，容量6.4GW/20.86GWh。而第二批“多元技术路线独立储能项目”则发放指标97个，容量达到13.8GW/47GWh。两批项目分别需在2025年、2026年完成开工并网，可见投资积极性极为旺盛。

3. “政策+市场”双护航，经济性提升多省成为储能投资富矿

今年，甘肃、宁夏先后发布新型储能容量电价政策，甘肃、宁夏容量电价标准分别为330元/kW/年和165元/kW/年，较2024年发布的河北容量电价100元/kW/年更高。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。总之，容量电价体现了政策积极保障储能保底收益的导向，未来，储能容量电价有望像煤电容量电价那样实现全国推广。

与此同时，内蒙的容量补偿政策力度更大，《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。前不久河南《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》则是“兜底放电电价+容量电价”双保险，因现货运行导致收益减少时，保障放电电价兜底0.383元/kWh；对于没有租赁出去的储能新项目，则配套容量电价机制；还规定调节电源按照储能、抽蓄、气电、煤电依次调用，减少煤电深调，为储能让出调节空间。

目前来看，内蒙因其优越的0.35元/kWh容量补偿、海量的新能源装机和高耗能行业的存在，成为储能投资的沃土。山东年平均峰谷价差达到0.45元/kWh甚至更高，峰谷套利市场化收益丰厚。河北因储能可参与中长期市场套利达到两充两放，也是储能投资的沃土。而宁夏、甘肃，以及东部沿海省份等，则因容量电价、辅助服务市场收益等，各自走出了经济性，大多可达到资本金IRR8%以上。

4. 需求景气确认，上调明年国内储能新增装机至300GWh

我们认为，经济性的提升是国内储能需求旺盛的最核心原因，多省已达到8%以上的IRR门槛，更有内蒙、山东、河北等省收益丰厚，从项目指标的发放来看也可印证出色的经济性和旺盛的投资积极性。从招标来看，上文已提出今年新增招标至少达到360GWh以上，再加上地方企业、民营企业部分项目不进行公开招标，我们上调明年国内新增储能装机达到300GWh，经济性提升导致储能行业进入非线性增长是主要原因。

在这种情况下，考虑乘用车、商用车等锂电池需求后，我们预计明年锂电池总需求有望超过2700GWh，同比增速超过30%，其中储能电池需求超过900GWh。

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。

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。

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。

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。

(能源日参)

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