国内储能深度：配储退出，独储登台，高质量需求爆发且持续

　　摘要

　　容量电价密集出台可期，独储商业模式跑通。136号文后，国内由强制配储向独立储能转变，现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行，电力市场化改革将改变储能项目收益模型，驱动IRR抬升。地方政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立市场化收益机制。当前已落地的地区包括内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆等，补偿标准可分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh），并配合考核机制，项目IRR普遍在8–12%区间，高价值省份可达15%以上。我们预计未来仍将有更多省份跟进出台容量补偿政策，储能收益模型将持续优化。其中，内蒙古储能政策补贴力度全国最强，需求拉动效应显著。0.35元/kWh放电补偿下，项目IRR可达10–20%，处于全国最高水平。

　　上修国内储能需求预测，且持续性超预期。25年1-8月国内新型储能装机75.9GWh，同比+42%；1-8月储能EPC招标116GWh，同比增约40%，配储取消后，需求仍强劲，近期单月招标均超20GWh，我们预计25年国内储能装机149GWh，同比+35%，26年装机194GWh，同比+30%，到30年预计装机340GWh，同比+12%。分省份看，25-26年新疆和内蒙是装机主力，贡献70GWh，贡献40-50%装机。同时，已出容量电价补充的省份，如河北、甘肃、山东等平均贡献10-20Gwh；另外青海、山东、浙江、江苏等地，我们预计26年发力，分别有10GWh+的空间。此外，国内算力发展对储能拉动明显，我们预计2030年数据中心储能需求120GWh，占总体储能需求1/3。

　　储能电芯供不应求持续至26H2，产业链向高质量发展，利好系统及电池龙头，同时二线改善明显。国内储能需求上修，叠加海外需求强劲，我们预计25/26年全球储能电池需求521/710GWh，同比增长60%/36%，而产能释放有限，全行业产能利用率80-90%，一二线持续满产，我们预计储能电芯紧缺将持续至26H2。价格方面，低价订单价格已上涨1-3分/wh，我们预计价格可持续，厂商盈利大幅改善。同时国内市场独立储能取代配储，对储能电池和系统的质量要求提高，我们测算采用龙头的电池的储能电站，年稳定运行天数高20%，对应IRR高30%+，因此国内竞争格局有望集中。此外，独立储能利好系统一体化集成厂商，且代建代运营模式开始兴起，具备技术、资源优势厂商受益。

　　投资建议：国内独立储能兴起，经济性跑通，需求明显上修；欧洲及新兴市场大储需求持续高增，美国OBBB法案留有窗口期，因此全球大储高景气度持续。我们预计储能电芯紧缺持续至26H2，后续价格仍有提升空间，同时商业模式创新，一体化系统集成商优势凸显，且具备软件和运营能力厂商将增厚利润，全面看好大储板块！首推宁德时代、阳光电源、海博思创、亿纬锂能；其次为阿特斯、比亚迪、中创新航、欣旺达、派能科技、上能电气、科华数据，关注鹏辉能源、瑞浦兰钧、英维克、伊戈尔等。

　　风险提示：竞争加剧、政策超预期变化、原材料供应不足

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东吴证券 曾朵红,阮巧燕