电力设备行业光储平价系列二：转轨与重生 国内电改重估储能价值

　　136 号文推动储能向市场驱动转型，盈利模式持续优化。2025 年2 月国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革、促进新能源高质量发展的通知》（136 号文），明确指出新能源上网电量全部进入市场、上网电价通过交易形成，不得将配储作为新建新能源项目的前置条件。目前源网侧储能形成以容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务交易为主的商业模式，136 号文推动新型储能从强配向市场化收益转型，预计后续电能量市场重要性提升、容量租赁模式或调整，国内大储有望迎来增速换挡与行业出清，根据我们预计2025-2027 年国内储能需求达123/146/190GWh，同比+11.7%/19.5%/30.0%。
　　省级136 号文细则陆续出台，行业预期走向明朗。山东、广东、内蒙古作为现货市场与新能源发展积极省份，已率先制定省级136 号文配套细则，明确存量与新增新能源项目的机制电量、机制电价、执行期限等，其政策制定对全国其他省份有较强借鉴意义。存量项目上，山东、蒙东机制电价与本省区燃煤标杆电价一致，盈利能力延续，收益预期相对明确。增量项目多通过竞价方式确定，蒙东不设置机制电量比例有望强化配储意愿，后续随更多省份推出相应细则，行业预期逐步明朗。
　　多省储能支持政策完善，136 号文后仍有较大机遇。根据中电联数据，2024 年储能新增装机前5 省份为新疆、内蒙古、江苏、山东、河北，新增装机集中于新能源占比高或现货市场推进较快省份。136 号文发布后内蒙古、河北、江西、四川等省份出台政策推动储能市场化转型，储能作为灵活性资源仍为后续重要建设方向。基于各省光伏发电量占比、燃煤标杆电价与电力市场健全程度，我们对各省储能潜力进行划分，重点关注①市场机制完善、消纳压力较大省份，如内蒙古、山东、山西、河北、甘肃、江苏等，此类省份基于完善的商业模式，新能源全电量参与现货市场后有望进一步拉大峰谷价差，激发储能潜力。②市场机制待完善、消纳压力较大省份，如江西、新疆、青海等，消纳压力或推动政策加速完善，支撑储能需求。③市场机制待完善、消纳压力较轻省份，但储能支持力度较大，仍具备一定发展机遇，如四川、云南等。
　　投资建议：136 号文倒逼储能企业由“低价竞标”转向“价值创造”，企业盈利能力有望修复，重点关注国内储能板块龙头阳光电源、海博思创、上能电气、盛弘股份、禾望电气等。展望后续，虚拟电厂、微电网有望成为储能重要方向，关注国能日新、朗新集团、南网能源、东方电子、国电南自、安科瑞、科大智能、永福股份等。
　　风险提示。主要省份136 号文配套细则出台进展不及预期；现货市场建设进展不及预期；竞争格局恶化风险。
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