中泰电新国内大储专家交流纪要

发布时间：2026-08-16 一、核心要点 2. 上半年国内大储全口径系统级招标约338.2GWh，1-7月EPC总包招标约189.43GWh，上半年实际装机同比下降，因去年531抢装、原材料涨价及备案指标重新排布，8-9月将清退指标重新申报 3. 全年装机指引约250GWh，低于年初市场300GWh的预期，年内重点装机省份为内蒙、甘肃、宁夏，明年国内大储装机预计达330-350GWh，冀北、海南等将在下半年下放指标，电网侧大储投资集中在今年底至明年初，对应装机明年底前落地 4. 独立储能申报流程趋严，需先取得电网接入、土地许可才能办理发改委备案，备案与建设指标挂钩，各地严控容量电价池子，项目落地转化率提升，今年备案流程调整导致部分项目并网延后至明年 5. 高收益率省份包括内蒙（3毛5/度补贴，资本金收益率15%-20%）、冀北（无现货，中长期套利+调频+容量补偿，资本金收益率12%+）、海南（夜间电价5-6毛/度，资本金收益率11%-12%）、山西/广东（调频收入高，资本金收益率11%-12%+），甘肃因容量电价占比近40%，政策调整风险高需谨慎 6. 现货价差逻辑需有足够新能源、尖峰时段火电/燃机，具备该特质的省份有冀北、海南、陕西、江西等，长期优质现货价差或维持3毛5以上，水电富集省份不适合独立储能，新能源渗透率高的非水电大省更适合 7. 容量电价约165元/千瓦·年，按储能时长折算，预计今年底至明年中所有省份均将出台该政策，占项目收益约10% 8. 辅助服务收益短期3-5年低于现货价差，长期潜力大，煤电退出后将逐步向储能开放，预计2030年辅助服务与现货价差各占储能收益约一半 二、风险与关注 1. 甘肃容量电价占比近40%，存在政策调整风险需谨慎 2. 绿电直联当前需缴纳输配电费用，若后续政策未减免将影响其经济性，电网存在降价空间可能冲击绿电直联的竞争力 3. 电池价格短期受碳酸锂供给偏紧影响波动，钠电长期将抢占电池市场，PCS短期因构网型储能需求增加成本上升，虽PCS占储能系统比例小，但仍需关注三、投资线索 1. 系统运行费方面，未来机制电价逐年下降、保障电量比例降低，储能容量电价压力减小，部分省份仍用按充电量放电站不收费政策，还可能推行分时收取，对储能影响减小 2. 发电侧储能虽无强制配储要求，但湖北等多个省份新能源项目指标中仍有配储要求，山东、湖北等支持储能优化新能源消纳，新能源项目也会主动配储提升收益 3. 绿电直连为国内推动新能源消纳的重要模式，国内鼓励物理直连绿电，商业化落地节奏快占比将逐步提升，绿电直联项目今年以规划为主，明后年将逐步落地，内蒙当前绿电直联电价约0.36-0.38元/度，比电网绿电落地价更具竞争力 4. 国内大储项目总投资约0.75元/瓦时，对应系统价约0.53元/瓦时，电池价约0.36- 0.37元/瓦时，国央企优质绿电直联项目资本金收益率约8%，后续经济性将随政策完善、储能配置优化提升