国内大储专家访谈20260129

录音中没有分析师信息 1、储能项目施工与推进状况·冬季施工要求与假期影响：内蒙、新疆部分项目因时间节点较晚需赶工期，存在冬季施工需求。以往冬季施工存 在混凝土搅拌站停工、混凝土凝结受影响等诸多问题；目前赶工期需求推动了技术进步，例如采用预制式基础，在厂房内完成基础制作后到现场仅需吊装安装，可大幅延长施工周期。若不采用预制方式，施工停工时间主要取决于当地混凝土搅拌站的供应节点，西北部分省份或小县市11月底左右基本无法获取水泥供应，一般省份冬季施工问题不大。 国内大储专家访谈260129 录音中没有分析师信息 1、储能项目施工与推进状况· 冬季施工要求与假期影响：内蒙、新疆部分项目因时间节点较晚需赶工期，存在冬季施工需求。以往冬季施工存在混凝土搅拌站停工、混凝土凝结受影响等诸多问题；目前赶工期需求推动了技术进步，例如采用预制式基础，在厂房内完成基础制作后到现场仅需吊装安装，可大幅延长施工周期。若不采用预制方式，施工停工时间主要取决于当地混凝土搅拌站的供应节点，西北部分省份或小县市11月底左右基本无法获取水泥供应，一般省份冬季施工问题不大。 ·项目延期与取消情况：当前对接及参与的项目中，延期情况居多，取消情况较少。由于项目前期已完成备案等手续并投入不少投资，基本不会取消；项目延期主要受近两个月电池、金属材料、变电设备、电芯等原材料价格大幅上涨影响，不过原材料价格的大幅上涨或不具持续性，目前已有国际相关价格开始回落。 2、独立储能收益与政策分析·国企储能项目收益率要求：普遍参照国企储能项目的执行力度，国企储能项目过会的收益率要求在6.3-6.7 之间，民企或上市公司的要求相对更低。储能产业受政策影响较大，西北五省、内蒙、宁夏、甘肃等政策条件齐备的省份，储能项目能够达到该收益率水平，因此储能产业发展较快。126文发布后，取消了此前的部分流量补偿收益；136号文发布前，西北新能源场站多为配套储能，电网侧独立储能数量稀少，以甘肃为例，真正的电网侧独立储能仅十来家，而当地整体储能项目多达几十家。独立储能的收益率表现优于配套储能，核心原因在于配套储能无法参与当地政策对应的收益，而独立储能可享受到政策支持的收益，这也是资本持续布局独立储能项目的重要动力。 ·甘肃独立储能收益构成：甘肃是西北首个推行现货运营的省份，其独立储能收益由多部分构成。a.现货收益方面，储能项目的现货收益约为0.26-0.27元/度；136号文发布前，项目还有租赁收益，叠加现货收益后整体可达0.4元/度，131文发布后取消了容量补偿。b.为推动储能产业发展，甘肃后续出台了新的容量电价补偿政策，该政策并非按装机规模给予固定补偿，而是根据储能的实际使用容量反推计算，容量补偿约为0.1元/度，叠加现货收益后整体收益仍维持在0.4元/度以上，但需保证储能项目达到约300次的调用次数，才能获得对应的容量电价。c.以张掖民乐300MWh储能项目为例，该项目以约2元/EPC的价格投建，当前仅调频业务的月收入就达三四百万元，收益表现优异，这得益于甘肃对储能产业的政策呵护，比如在调频市场给予的倾斜支持。d.目前甘肃真正的独立储能仅十来个，现有项目主力仍聚焦于调频市场，其资本金IR底线为6.4，但实际收益率远高于该标准。 3、储能成本与项目观望原因·储能系统与EPC价格现状：甘肃首个储能项目为阿特斯投资的当地政策鼓励初期项目，当时储能系统价格达2 元/Wh，投资成本较高。当前储能系统价格已降至0.7-0.8元/Wh，较前期大幅下降。2025年4小时储能系统均价约为0.45元/Wh，对应的EPC价格约为0.9元/Wh。初期因市场少价格处于高位，随市场发展，当前价格已进入较低区间，不同时长储能系统及EPC价格均有明显回落。·成本上涨对收益率的影响：储能系统价格每上涨0.1元/Wh对资本金IR影响较大，但具体影响数值需结合R2、交易次数等多因素确定，无法简单量化。甘肃等北方风光资源丰富地区，政策会动态调整，保障项目收益率达到国企可接受水平，以此抵消成本上涨压力。国家“十五五”规划明确风光装机新增2亿千瓦， 其中光伏占比60%以上，光伏的半日电特性（白天发电、夜间无电）使得储能配套需求具有强制性，因此市场对储能价格容忍度相对较高，不会因成本上涨停滞项目推进。 ·项目观望的核心原因：西北储能项目的观望情绪并非主要由电芯价格上涨导致，核心原因在于区域政策与项目申报节奏：新疆2026年补贴细则尚未出台，内蒙项目处于冬季申报阶段，项目方暂无投资紧迫感。西北储能市场目前处于初期野蛮增长阶段，与沿海市场因实际电量需求侧重选择头部电芯品牌不同，西北储能项目多为新能源配建以获取指标，对电芯可用性要求不高，头部电芯品牌涨价时，二三线品牌会迅速填补市场空缺，因此电芯涨价对项目推进影响有限。近期西北招投标项目减少，本质是政策空档和项目申报节奏所致，而非电芯价格上涨。 4、容量电价政策与装机展望 ·容量电价政策推广情况：煤电容量电价已率先从地方试点走向全国，实现基本覆盖。储能容量电价因各省电力系统与储能发展水平差异大，难以制定全国统一标准，目前以地方探索推进为主。136号文实施后，部分储能发展较好的省份因项目收益受影响，及时出台储能容量补偿政策与价格，截至2026年初已有9个省份落地相关政策，其中内蒙古补偿标准为0.28元/度、宁夏为0.16元/度。 2025年10月，国家发改委能源局正式将新型储能纳入容量电价适用范围，发布纲领性文件引导地方结合实际制定政策，后续地方储能容量补偿政策将加速落地。 ·2026年储能装机展望：2025年全国储能装机实现爆发式增长，规模约170GWh，远超此前每年100GWh左右的增量目标，增长幅度接近翻倍。基于此增长基础，2026年全国储能装机规模预计可达200-300GWh，增长势头不会减弱。西北区域方面，以内蒙古、新疆为代表的区域储能装机将维持高速增长，这与当地新能源产业快速发展直接相关，新能源装机扩张带动了储能刚性需求，已有头部电池厂商在西北布局30GWh级别的项目需求，印证了该区域的市场发展潜力。 5、融资与中长期行业趋势· 储能项目融资情况：当前市场对储能未来发展认可度提升，有国企或上市公司背景的储能项目融资吸引力更强，金融公司更愿意投资这类项目。这类项目在自身条件尚可的情况下，投资方更容易寻找，体现出金融机构对储能领域布局意愿增强，也反映出市场筛选优质储能项目的逻辑，国资或上市主体的背书成为项目获取资金支持的重要加分项。 ·火电与分时电价政策影响：火电容量电价上调对独立储能需求有积极影响：上调后火电盈利性改善，参与深度调峰的意愿降低，过去火电因生存压力大，即便深调对机组损伤严重也会参与以获取收益，现在容量电价补偿增加，火电更倾向于放弃深调市场，将释放储能的辅助服务市场空间；同时火电正逐步向支撑性电源转型，减少与储能在现货市场的竞争，进一步提升储能盈利空间。固定分时电价取消的影响呈现分化：对沿海工商业储能影响重大，甚至带来严重危机，此前工商业储能主要依赖政策性峰谷差推动发展；对西北大储影响较小，西北大储目前每天多为一次冲放，二次冲放价差小且得不偿失，且2026年西北正加速推进现货市场，大储的收益测算未依赖分时电价机制。 ·中长期储能装机趋势：从中长期（2-3年）维度看，储能装机需求将保持旺盛。 国家规划未来10年每年新增2亿千瓦风光装机，按照需配置10%以上备用容量的要求，储能整体需求规模庞大。当前储能市场中磷酸铁锂（锂电池）一枝独秀，其他储能形式暂未形成足够商业化竞争力，未来2-3年磷酸铁锂将主导储能需求，支撑行业高速发展。同时行业呈现双发展趋势：a.主网大储大型化，利于 头部厂商实现规模化运营，保障经营与组网效率；b.末端微网、磷钛园区等小型化储能场景兴起，国家新增微电网建设方向，为中小型经销商开辟更广阔市场空间。未来三四年，行业将呈现“双拳出击”的格局，大储与小型储能场景同步发展。 6、并网节点与市场分析· 储能并网优质节点特征：储能并网优质节点需结合储能容量、电压等级及区域电网特征综合判断：一是电压等级维度，以西安电网为例，当地750kV变电站仅1座，330kV变电站有21座，110kV变电站达180~200座，其中330kV及以上变电站是核心优质节点，这类变电站属于主网重要负荷站点，只要有间隔即可作为优质并网节点；不同规模储能适配不同电压等级，如内蒙大型储能基地直接接入500kV变电站，单站可承接十几到几十GWh储能容量，但高电压等级变电站数量较少。二是区域特征维度，10kV、35kV变电站数量众多，其是否为优质节点需看所在区域的负荷结构，若区域内风光占比高、电动车运行多，将为储能充放电创造有利条件。优质节点的具体数量无统一答案，需结合各省主网、配网情况具体分析。 ·液冷与构网型技术需求：当前储能相关技术应用呈现明确特征：一是液冷技术已实现广泛应用。二是构网型技术需求场景清晰，在西北区域需求突出：西北的光伏、储能等新能源场站多位于电网末端，大基地型项目对主网扰动较大，新疆、内蒙的大型储能基地项目基本要求采用构网型技术；此外，小型产业园区、末端微网等电网薄弱区域，因需按孤网或微网模式运行，同样对构网型技术有需求。而在电网强度较高的区域，新能源项目适合采用跟网型技术，跟随电网运行以避免对电网造成较大影响。2025年构网型技术项目落地数量较多，尤其在大基地场景应用广泛。 ·国企储能参与度分析：国企在储能市场的参与度与区域政策、现货市场布局密切相关：a.政策达标是核心前提，国企参与储能项目需满足过会收益率要求，如宁夏早期政策承诺260次调用次数、0.6元补助（实际执行八折，对应0.48元收益），能满足收益率要求，因此国企项目数量较多；山东等政策支持力度大的省份，国企参与同样积极。b.现货市场推动布局升级，拥有大量光伏、风电等新能源资产的国企，单一新能源场站参与电力现货市场存在局限性，搭配储能可提升市场博弈能力，尤其拥有配售电公司的国企，未来必须布局一定规模储能项目，才能保障在现货市场的竞争力。c.政策空窗期持观望态度，如新疆因缺乏容量补偿政策，不少国企虽完成前期手续，但需等待新政策出台，待收益率达标后将加速推进项目落地。 7、集成商压力与区域装机数据 ·电芯价格传导与集成商压力：此前曾有主体尝试建立电芯价格与碳酸锂价格的联动机制，但长期二者无关联，电芯价格持续下行。2026年电芯价格出现回涨，原因包括电芯厂商推广大电芯占用生产线，存在控货或资金等因素。电芯厂商不再允许赊款，要求现金支付，叠加储能项目通常仅需20%资本金，若项目无法实现商运盈利，将给集成商带来巨大资金承载压力；同时部分集成商因上游涨价、下游传导不畅，可能亏着钱干，此前快速扩张的策略进一步加剧了当前的承载力不足。针对这些压力，中小型集成商调整经营模式，采用代工模式，仅提供集成服务，电芯由业主自行采购。 ·甘肃2025年储能装机数据：甘肃2025年储能并网投运装机规模超5GWh，位列全国第五位，超过山东。2025年全国储能装机超5GWh的省份中，西部省份占 比居多，内蒙古、新疆规模领先，河北、云南也在列；西北五省（内蒙古、新疆、甘肃、宁夏、青海）储能装机均进入全国前十。甘肃储能项目以大基地型为主，单个项目规模远超沿海地区项目。当前统计的储能装机数据仅包含新增并网投运的项目，未包含仍处于调试阶段、未正式转商运的项目，甘肃对电网和独立储能项目的并网要求严格，需各项指标达标后才算正式并网。 Q&AQ: 项目冬季施工要求是怎样的？典型项目因假期影响暂停或停止施工的时间是怎样的？ A:非赶工期情况下冬季施工不合适，但内蒙、新疆等赶工期项目通过预制式延长施工周期，采用预制方式的冬季施工无问题；非预制方式的停工时间主要看当地混凝土搅拌站提供混凝土的时间节点，西北多省份或小县市11月底左右基本无法提供水泥。 Q:公司对接或参与的项目是否正常推进，是否存在延期或取消情况？ A:项目延期情况居多，未出现取消情况。因项目前期已完成备案等手续并投入资金，基本