中信建投：儲能多環節緊缺，新周期來了！

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（來源：能源日參）

10月26日電，中信建投研報稱，上調明年國內儲能裝機增速至翻倍，鋰電新周期序幕拉開。投資方向上，儲能電池、系統集成、PCS等關鍵零部件均存在投資機會。其中電池環節目前較為緊缺，具備一定的漲價潛力，是目前較為優選的環節，而集成環節則作為儲能系統整體價值鏈的提供方，頭部企業訂單高漲，具備較大的業績彈性。

上調明年國內儲能新增裝機至翻倍：

（1）招標景氣上行

（2）社會資本投資積極

（3）經濟性提升多省成為投資富礦。因此，在旺盛的需求下，明年鋰電池總需求有望超過2700GWh，同比增速30%以上，多個環節均可能出現短缺。

招標景氣上行，全年招標有望突破360GWh

我們統計下來今年1-9月份國內儲能項目新增招標255.8GWh，同比增長97.7%。此前市場認為，136號文「取消強制配儲」 5.31后招標數據理應回落，但實際上招標不減反增，6、7、8、9月新增招標同比增速分別達到231%、195%、75.5%、101%。考慮到Q4往往為招標旺季，即使保守來看今年Q4招標量同比持平無增長，則全年招標至少可達到361.6GWh。

社會資本投資積極，各省下發大量儲能項目指標

據儲能頭條統計，今年以來各省發佈的儲能項目清單已達到505個，項目總容量達到85.59GW/250.1GWh。從項目分佈來看，內蒙、河北、山東項目較多，分別達到77.4、67.9、40.5GWh。上述項目是由社會資本申報，具備較高的兑現度。

「政策+市場」雙護航，經濟性提升多省成為儲能投資富礦

河北、甘肅、寧夏、山東、內蒙等多省推出容量電價、容量補償政策，為儲能提供了有力的保底收益。內蒙、山東、河北等省IRR可達15%左右，大多省份各自走出經濟性，資本金IRR可達8%以上。

上調明年國內儲能新增裝機至300GWh，多個環節可能出現短缺

我們預計明年鋰電池總需求有望超過2700GWh，同比增速超過30%，其中儲能電池需求超過900GWh，鋰電多個環節可能出現緊缺。

1. 招標景氣上行，136號文實施后不減反增，全年招標有望突破360GWh

我們統計下來今年1-9月份國內儲能項目新增招標255.8GWh，同比增長97.7%。其中1-9月份除5月外，均保持同比增長。此前市場認為，136號文「取消強制配儲」條款將導致5月以后需求下降，1-3月份招標數據同比增長，是因搶5.31日搶裝節點所致，而5.31后招標數據理應回落，但實際上136號文生效后，儲能項目招標不減反增，6、7、8、9月新增招標同比增速分別達到231%、195%、75.5%、101%。

我們在此前的報告中已經探討過，政策+市場雙重因素驅動下，今年國內儲能經濟性全面達到拐點，是需求超預期的最主要原因。從招標角度來看，Q4往往為招標旺季，我們統計下來，去年全年招標235.2GWh中，有105.8GWh產生於Q4，佔全年招標量之比達到45%。假設今年招標季度結構與去年相同，則全年招標有望達到465GWh，即使保守來看今年Q4招標量同比持平無增長，則全年招標至少可達到361.6GWh。

2. 社會資本投資積極，各省下發大量儲能項目指標

目前國內儲能項目在136號文「取消強制配儲」之后，各地儲能項目投資已從「要我投」向「我要投」轉變。據儲能頭條統計，今年以來各省發佈的儲能項目清單已達到505個，項目總容量達到85.59GW/250.1GWh。值得注意的是，與此前新能源競配等場合要求風光項目強制配儲若干比例不同，今年以來由於取消強制配儲，因此上述項目是由社會資本申報投資需求，再由政府審批下發的項目指標，可以理解為社會真實的投資需求，具備較高的兑現度。

從項目分佈來看，內蒙、河北、山東項目較多，分別達到77.4、67.9、40.5GWh，均為新能源裝機佔比高、消納有一定困難的省份，體現出這些省份儲能投資積極性非常旺盛。其中，今年以來內蒙古發佈了4批次儲能項目清單，數量達44個，總規模達到17.95GW/77.4GWh，投資主體上內蒙古能源集團、內蒙古電力集團佔比較高，均達到8GWh以上。

河北發佈了2批項目，其中第一批「2025年擬安排項目的公示」共發放項目指標37個，容量6.4GW/20.86GWh。而第二批「多元技術路線獨立儲能項目」則發放指標97個，容量達到13.8GW/47GWh。兩批項目分別需在2025年、2026年完成開工併網，可見投資積極性極為旺盛。

3. 「政策+市場」雙護航，經濟性提升多省成為儲能投資富礦

今年，甘肅、寧夏先后發佈新型儲能容量電價政策，甘肅、寧夏容量電價標準分別為330元/kW/年和165元/kW/年，較2024年發佈的河北容量電價100元/kW/年更高。但甘肅、寧夏的儲能容量電價政策相較河北政策也有諸多不同，如容量補償標準與儲能放電時長掛鉤，基準時長為6h，即儲能時長需達到6h才能按上述標準獲得容量電價，若不足6h則按時長打折。總之，容量電價體現了政策積極保障儲能保底收益的導向，未來，儲能容量電價有望像煤電容量電價那樣實現全國推廣。

與此同時，內蒙的容量補償政策力度更大，《關於加快新型儲能建設的通知》明確2025年投產的獨立儲能可獲得0.35元/kWh的容量補償，按對電網的放電量進行補償，且連續補償10年。補償金額由發電側機組根據裝機容量分攤。前不久河南《推動河南省新型儲能高質量發展的若干措施（徵求意見稿）》則是「兜底放電電價+容量電價」雙保險，因現貨運行導致收益減少時，保障放電電價兜底0.383元/kWh；對於沒有租賃出去的儲能新項目，則配套容量電價機制；還規定調節電源按照儲能、抽蓄、氣電、煤電依次調用，減少煤電深調，為儲能讓出調節空間。

目前來看，內蒙因其優越的0.35元/kWh容量補償、海量的新能源裝機和高耗能行業的存在，成為儲能投資的沃土。山東年平均峰谷價差達到0.45元/kWh甚至更高，峰谷套利市場化收益豐厚。河北因儲能可參與中長期市場套利達到兩充兩放，也是儲能投資的沃土。而寧夏、甘肅，以及東部沿海省份等，則因容量電價、輔助服務市場收益等，各自走出了經濟性，大多可達到資本金IRR8%以上。

4. 需求景氣確認，上調明年國內儲能新增裝機至300GWh

我們認為，經濟性的提升是國內儲能需求旺盛的最核心原因，多省已達到8%以上的IRR門檻，更有內蒙、山東、河北等省收益豐厚，從項目指標的發放來看也可印證出色的經濟性和旺盛的投資積極性。從招標來看，上文已提出今年新增招標至少達到360GWh以上，再加上地方企業、民營企業部分項目不進行公開招標，我們上調明年國內新增儲能裝機達到300GWh，經濟性提升導致儲能行業進入非線性增長是主要原因。

在這種情況下，考慮乘用車、商用車等鋰電池需求后，我們預計明年鋰電池總需求有望超過2700GWh，同比增速超過30%，其中儲能電池需求超過900GWh。

投資方向上，我們認為從儲能電池、系統集成、PCS等關鍵零部件均存在投資機會。其中電池環節目前較為緊缺，具備一定的漲價潛力，是目前較為優選的環節，而集成環節則作為儲能系統整體價值鏈的提供方，頭部企業訂單高漲，具備較大的業績彈性。

1）需求方面：國家基建政策變化導致電源投資規模不及預期；電網投資規模不及預期；新能源裝機增速下降導致對電力設備需求下降；全社會用電量增速下降等；兩網招標進度不及預期；特高壓建設推進進度不及預期。

2）供給方面：銅資源、鋼鐵等大宗商品價格上漲；電力電子器件供給緊張，國產化進度不及預期。

3）政策方面：新型電力市場相關支持力度不及預期；電價機制推進進度低於預期；電力現貨市場推進進度不及預期；電力峰谷價差不及預期。

4）國際形勢方面：能源危機較快緩解、能源價格較快下跌；國際貿易壁壘加深。

5）市場方面：競爭格局大幅變動；競爭加劇導致電力設備各環節盈利能力低於預期；運輸等費用上漲。

6）技術方面：技術降本進度低於預期；技術可靠性難以進一步提升。

(能源日參)

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