商业模式优化有望推动央国企加大储能电站投资建设

1月30日国家发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次建立全国统一的独立储能容量电价补偿逻辑。我们认为独立储能通过电能量市场、辅助服务市场、容量电价获取收益的商业模式由此正式确立，以甘肃一个100MW/400MWh的独立储能项目为例，对应年容量电价收益约为1960万元；对比容量假设租赁模式下，参照山东实际租赁率28.5%，按照每年250元/kW计算，对应年容量租赁收益约为713万元，前者显著高于后者且更为稳定。暂不考虑辅助服务市场收益，假设容量电价可以保证储能电站20年收益，对应项目IRR可达9.2%；假设容量电价可以保证储能电站10年收益，后面10年通过容量租赁获取收益，对应IRR为7.9%；假设容量电价可以保证储能电站2年收益，后面18年通过容量租赁获取收益，对应IRR为5.8%。稳定的收益预期有望推动央国企加大储能电站投资。我们认为部分试点省区政策在微调后将获得延续，其他省份则有望跟进出台适合本地电力市场环境的容量电价政策，推动2026年国内电化学储能新增装机保持良性增长。

电芯集采报价修复，内卷模式有望转变

集采订单通常体量较大，报价较低，本次国家电投7GWh储能电芯设备集采项目共有国宁新储、远景动力、海辰储能、楚能新能源4家入围，报价单价分别为0.355、0.325、0.350、0.345元/Wh，对比25年12月华能清能院的铁锂电池采购中，江苏天合、楚能新能源、宁德时代0.29、0.295、0.35元/Wh的报价有明显上涨。我们认为国内储能在稳定收益预期的支撑下，内卷式报价有望正在向追求全生命周期更高回报率的模式转型，头部集成商及电芯厂具备更强的溢价优势。

碳酸锂涨价传导顺畅，下游需求表现强劲

同时，根据寻熵研究院的追踪统计，26年1月国内储能市场共计完成了36.3GWh订单，其中储能系统和含设备的EPC总承包规模合计12.3GW /36GWh。市场此前担忧碳酸锂涨价对于下游储能需求会有明显抑制，当前看集采订单仍能够顺价传导，在稳定的收益预期之下，下游需求较强，对于电芯涨价接受能力较高。

细则向高效储能系统倾斜，看好头部储能电芯和集成商

政策明确向高可用率、高顶峰能力以及高充电效率的优质设备和系统倾斜，将进一步利好龙头设备和系统供应商，促进行业集中度良性提高。新政策要求各地统一按照顶高峰能力给予容量补偿，真实反映储能对系统顶峰保障的实际贡献。顶峰能力强、运行稳定可靠、充放电效率高的新型储能将获得更高收益。同时对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用。此外新政策明确储能在充电时按单一制用户缴纳输配电价，缴纳线损和系统运行费；而在放电环节按放电量退还输配电费；充放电价格按现货市场实时价格执行，由此充放电效率越高的储能系统，交的输配电费越少。我们看好头部储能电芯和集成商等。

风险提示：政策不及预期；碳酸锂价格波动超预期；新能源装机不及预期。