华泰证券：电力市场化推动国内大储需求增长，高质量发展前景可期

【环球网财经综合报道】近日，华泰证券发布的研究报告分析认为，尽管“136号文”取消强制配储政策曾引发市场对国内储能需求的担忧，但实际6月装机量及6月至7月招标数据均超出预期。报告认为，地方配套政策的密集出台显著提升了独立储能项目的经济性，市场化需求加速释放，叠加存量项目并网滞后效应，国内大储市场正迎来新一轮发展机遇。

根据华泰研报，自“136号文”发布后，各省积极推出配套支持政策，形成以容量电价、现货市场、绿电直连为核心的三维驱动体系。

容量电价机制方面，2025年7月甘肃发改委率先将新型储能纳入容量电价体系，测算显示100MW/200MWh储能电站可新增年收入1100万元，项目内部收益率（IRR）达16.3%，成为经济性标杆。华泰证券预计，其他省份将跟进出台类似政策，主要得益于新能源入市降低发电侧成本，为容量电价传导成本提供空间，同时各省容量资源紧缺现状亟待缓解。

电力现货市场建设显著提速。2025年4月，国家发改委与能源局明确要求年底前实现电力现货市场全覆盖，各省加快推进。长期来看，现货市场与新能源占比提升、报价区间扩大形成协同效应，有望进一步拉大储能套利空间。

绿电直连政策则为储能需求开辟新增长极。2025年5月650号文落地后，各省陆续出台配套措施。随着海外对国内出口产品碳足迹要求趋严，绿电直连项目需求预计快速增长，间接带动储能配套需求。

基于上述政策组合，华泰证券测算显示，蒙西地区独立储能项目IRR达16.3%，山东地区在不考虑容量租赁收益的情况下IRR亦达6.7%，后续随着容量电价推出及现货市场价差扩大，山东储能项目经济性仍有提升空间。

此外，报告显示，2025年1-5月国内储能新增招标项目达153.1GWh，但同期并网量仅47.6GWh。华泰团队认为，储能项目从规划到并网需3-6个月周期，存量招标项目并网滞后效应将阶段性支撑第三季度装机规模。

增量市场方面，6月及7月国内储能招标规模连续两月环比提升，分别达23.5GWh、25.8GWh，且独立储能项目占比主导。投资主体呈现多元化趋势，除传统五大六小发电集团外，社会资本参与度显著提升，市场化需求已初步显现。

华泰证券团队表示，短期地方政策支持是驱动储能需求的核心因素，长期来看，电力市场化改革将推动储能盈利模式向成熟市场靠拢。随着现货市场全覆盖、绿电交易机制完善及碳市场建设，储能项目收益来源将更加多元化，包括容量电价、峰谷套利、绿证交易等，形成“政策引导+市场驱动”的双重保障。

报告分析认为，国内大储市场正从“规模扩张”向“高质量发展”转型，具备技术实力与市场化运营能力的企业将脱颖而出。华泰证券团队持续看好国内大储需求持续增长，建议重点关注在政策响应、技术迭代及客户资源方面具备优势的相关企业。