中信证券研报表示，随着国家发改委发布136号文件，储能行业迎来新的发展模式。据测算，目前现货市场和辅助服务下储能项目基本具备盈利性。考虑到国家层面可能推出针对储能等调节性资源的容量电价机制，储能项目收入的确定性将大幅增强，对于国央企等客户投资决策的落地具有重要意义。根据测算，在储能100元/kW的容量电价水平下，若储能新增装机保持30%增速，对终端用电价格影响仅有1.19%，储能容量电价具备可行性。中信证券认为136号文取消强制配储后，储能行业从成本竞争转向价值创造，有望实现行业竞争格局优化，看好储能产业链相关的头部厂商。

电池｜理顺储能价格机制，国内储能有望高速增长

随着国家发改委发布136号文件，储能行业迎来新的发展模式。根据我们测算，目前现货市场和辅助服务下储能项目基本具备盈利性。考虑到国家层面可能推出针对储能等调节性资源的容量电价机制，储能项目收入的确定性将大幅增强，对于国央企等客户投资决策的落地具有重要意义。根据我们测算，在储能100元/kW的容量电价水平下，若储能新增装机保持30%增速，对终端用电价格影响仅有1.19%，储能容量电价具备可行性。我们认为136号文取消强制配储后，储能行业从成本竞争转向价值创造，有望实现行业竞争格局优化，看好储能产业链相关的头部厂商。

▍历史复盘：从强制配储到独立储能，储能商业模式伴随电力市场改革逐步确立。

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发136号文，推动新能源全面进入电力市场，同时取消新能源项目强制配储。在新能源配储模式下，储能收入主要为风光弃电消纳，且较难具备调用权限。根据中电联2024年数据，2024年新能源配储年均等效充放电次数为177次，项目经济性较差。在独立储能模式下，储能可获得电能量、辅助服务及潜在容量电价等收入，商业模式较为多元。我们测算，若不考虑融资贷款及容量电价收入，国内典型储能项目度电收入有望达到0.35元/kWh，对应项目IRR为4.1%，具备一定投资吸引力。

▍盈利能力：电能量、辅助服务收入较为确定性，容量电价处于试点阶段。

1）电能量：根据17电力数据，2024年蒙西/山东/甘肃/山西/广东现货价差分别为465/351/265/263/212元/兆瓦时。从运行历史数据来看，现货价差具备波动性，但基本维持0.3元/Wh价差，且日均充放电次数大于1次。

2）辅助服务：根据中国电力市场发展报告，2024年全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中调峰/调频/备用/其他费用分别为330/69/2.9/0.3亿元。随着现货市场逐步建设，调峰将逐步推出，调频、备用等成为储能参与辅助服务主流。

3）容量电价：目前内蒙古、甘肃、宁夏等省份探索容量补偿，部分省份如内蒙古以0.35元/kWh按电量补偿，部分省份如甘肃以110/220元/kW按容量补偿，有助于储能固定成本回收，对储能需求均起到积极作用。

▍未来展望：完善储能价格机制，看好储能容量电价等政策逐步推出。

1）现货市场：根据国家发改委《电力现货连续运行地区市场建设指引》，鼓励新型储能等新型经营主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争，有助于储能项目提升利用率；

2）容量电价：2025年9月12日，国家发改委、能源局印发新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年），提出推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。在各省市逐步开启储能容量电价试点背景下，我们认为国家层面容量电价有望推出。根据测算，在无杠杆投资下，若容量电价达到100元/kW，可将项目IRR从4.1%提升至8.6%。对终端电价影响看，在储能100元/kW的容量电价水平下，若储能新增装机保持30%增速，对终端用电价格影响仅有1.19%，储能容量电价具备可行性。

▍风险因素：

储能行业需求不及预期；国内外政策超预期变化；逆全球化加剧，海外业务拓展不及预期；行业竞争加剧，竞争格局恶化风险；上游原材料价格大幅波动风险。

▍投资策略。

随着国家发改委发布136号文件，储能行业迎来新的发展模式。根据我们测算，目前现货市场和辅助服务下储能项目基本具备盈利性。考虑到国家层面可能推出针对储能等调节性资源的容量电价机制，储能项目收入的确定性将大幅增强，对于国央企等客户投资决策的落地具有重要意义。根据我们测算，在储能100元/kW的容量电价水平下，若储能新增装机保持30%增速，对终端用电价格影响仅有1.19%，储能容量电价具备可行性。我们认为136号文取消强制配储后，储能行业从成本竞争转向价值创造，有望实现行业竞争格局优化，看好储能产业链相关的头部厂商：1）储能系统集成商；2）电芯供应商；3）PCS供应商。

（文章来源：人民财讯）

来源：东方财富网