2025.6.17风电及设备行业观察

1.政策驱动储能向市场驱动转型

1. 需求预测：2025-2027 年国内储能需求达 123/146/190GWh，同比 + 11.7%/19.5%/30.0%。其中，大储新增需求 114/136/178GWh，工商储 8.4/10.3/13.0GWh。

2.省级政策细则陆续出台，行业预期明朗

3.多省储能支持政策完善，重点区域潜力凸显

1. 市场机制完善、消纳压力大：内蒙古、山东、山西等，现货峰谷价差拉大（山东 2024 年峰谷差率 72.4%），激发储能需求；

2. 市场机制待完善、消纳压力大：江西、新疆等，政策加速完善支撑需求；

3. 支持力度大：四川、云南等，仍具发展机遇。

一、136 号文推动储能向市场驱动转型，盈利模式持续优化

（一）136 号文开启储能市场化新篇章，大储由强配转向市场驱动

行业发展历程

1. 政策驱动期（2020-2024）：强制配储推动新型储能装机快速增长，2022-2024 年新增装机 16.8/48.6/109.8GWh，增速超 100%。

2. 市场驱动期（2025 后）：136 号文取消强制配储，新能源全电量入市拉大现货峰谷价差，独立储能需求提升。例如，山东、甘肃 2024 年现货峰谷差率超 69%，储能作为灵活性资源刚需明确。

136 号文核心内容

1. 新能源上网电量全部参与市场交易，电价通过市场形成；

2. 建立新能源可持续发展价格结算机制，存量项目机制电价不高于当地煤电基准价，增量项目通过竞价确定；

3. 不得将配储作为新能源项目核准、并网前置条件。

（二）盈利模式优化：电能量市场与辅助服务市场共促独立储能发展

商业模式现状

1. 2024 年广东独立储能收益中，容量租赁占 60.6%，现货市场占 11.4%，辅助服务占 27.7%；

2. 136 号文后，电能量市场重要性提升，2024 年山东、蒙西、甘肃现货峰谷差率分别达 72.4%、61.9%、69.0%，预计价差持续拉大。

现货市场建设进展

储能利用率提升

（三）市场空间：2025 年需求小幅增长，各省政策明朗后恢复高增

大储需求预测

1. 假设2025-2027年光伏新增 250/262/288GW，集中式占比 55%，储能功率配比提升至 32%/35%/40%，配储时长 2.6/2.7/2.8h，对应大储新增需求 114/136/178GWh。

2. 2024年大储新增 40.9GW/102.7GWh，集中式光伏配储功率配比 25.7%，时长 2.5h。

工商储需求预测

二、省级配套政策相继出台，把握区域化发展机遇

（一）各省储能发展差异：新能源占比与现货市场推进决定装机集中程度

2024 年新增装机区域分布

1. 前 10 省份：新疆、内蒙古、江苏、山东、河北、浙江、宁夏、广西、广东、河南，CR4 功率 / 容量占比 55.4%/60.3%；

2. 内蒙古、山东等现货市场首批试点省份装机领先，江苏、安徽等第二批试点省份跟进。

电源结构影响储能建设

1. 四川（水电占比 75.5%）、福建（核电占比 24.9%）光储经济性较差，装机滞后；

2. 青海（光伏占比 27.8%）、宁夏（12.2%）、甘肃（11.5%）等光伏占比高省份储能建设积极。

（二）省级 136 号文细则要点：山东、广东、内蒙古政策具借鉴意义

存量项目政策

1. 机制电量：山东参考外省非市场化率优化，广东申报上限 90%，蒙东带补贴项目机制电量比例 35%（风电）、43%（光伏）；

2. 机制电价：山东、蒙东与燃煤基准价一致（0.3949 元 /kWh、0.3035 元 /kWh），广东暂未明确但保障力度高；

3. 执行期限：山东、蒙东按全生命周期剩余小时数执行，最长 20 年。

增量项目政策

1. 机制电量：山东、广东申报上限 80%、90%，蒙东暂不安排；

2. 机制电价：山东首次竞价不高于 2024 年结算均价（风电 0.357 元 /kWh、光伏 0.346 元 /kWh，较煤电折价 10%/12%）；

3. 执行期限：广东海风 14 年、其他项目 12 年，山东按投资回收周期确定。

（三）储能配套政策加码：容量补偿延续，多省区仍具机遇

各省容量补偿政策

1. 内蒙古：2025 年补偿标准 0.35 元 /kWh，期限 10 年，覆盖初始投资成本；

2. 甘肃：独立储能调峰容量补偿上限 300 元 / MW・日；

3. 新疆：2025 年补偿 0.128 元 /kWh，弃风弃光时段充电补偿 0.55 元 /kWh。

独立储能发展潜力

1. 山东：电能量价差 + 容量补偿 + 容量租赁模式成熟，2025 年新增项目竞价加速独立储能发展；

2. 河北：2025 年拟安排独立储能项目 6.4GW/20.9GWh，容量电价 100 元 /kW；

3. 内蒙古：2025 年第一批独立储能项目 4.75GW/19.7GWh，规模超 2024 年两批次总和。

三、投资分析：聚焦储能龙头与虚拟电厂方向

储能板块核心相关公司

1. 阳光电源（300274.SZ）：预计 2025 年 EPS 6.19 元，PE 10.08 倍，ROE 25.8%；

2. 海博思创（688411.SH）：预计 2025 年 EPS 4.94 元，PE 15.77 倍，ROE 19.6%；

3. 上能电气（300827.SZ）：预计 2025 年 EPS 2.27 元，PE 11.76 倍，ROE 29.6%；

4. 盛弘股份（300693.SZ）：预计 2025 年 EPS 1.83 元，PE 15.95 倍，ROE 26.0%；

5. 禾望电气（603063.SH）：预计 2025 年 EPS 1.45 元，PE 20.63 倍，ROE 13.3%。

虚拟电厂与微电网相关公司

国能日新、朗新集团、南网能源、东方电子、国电南自等，虚拟电厂作为储能聚合平台，有望成为重要发展方向。

四、风险提示

1. 政策落地不及预期：重点省份 136 号文细则出台延迟，影响装机需求；

2. 现货市场建设滞后：现货市场推进缓慢，独立储能盈利能力受损；

3. 竞争格局恶化：新能源配储需求下降，独立储能竞价加剧，产业链利润承压。

数据汇总表

指标	2024 年	2025E	2026E	2027E
国内储能需求（GWh）	109.8	123	146	190
同比增速	125.7%	11.7%	19.5%	30.0%
大储需求（GWh）	102.7	114	136	178
工商储需求（GWh）	7.1	8.4	10.3	13.0
光伏新增装机（GW）	277.2	250	262	288
集中式光伏占比	57.5%	55%	55%	55%
储能功率配比	25.7%	32%	35%	40%
配储时长（h）	2.5	2.6	2.7	2.8
电化学储能利用率（h）	911	-	-	-
等效充放电次数（次）	211	-	-	-
独立储能占新增装机比例	62.3%	-	-	-