华泰证券研报表示，9月12日国家发改委和能源局密集发布3条政策及征求意见稿，包括《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，《电力现货连续运行地区市场建设指引》，目前均已定稿，且此前已线下完成征求意见。文件大方向上均聚焦深化电力市场化改革，明确了绿电直连、风光储一体项目的输配电价机制和未来路线图，并给储能装机增长划定底线目标。将首先利好储能和风电订单持续性。
全文如下华泰 | 政策组合拳为储能需求侧打开新模式空间
核心观点
9月12日国家发改委和能源局密集发布3条政策及征求意见稿，包括《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，《电力现货连续运行地区市场建设指引》，目前均已定稿，且此前已线下完成征求意见。我们认为文件大方向上均聚焦深化电力市场化改革，明确了绿电直连、风光储一体项目的输配电价机制和未来路线图，并给储能装机增长划定底线目标。将首先利好储能和风电订单持续性。
储能装机量倍增符合预期，在商业模式和调度角度支持一体化项目
根据行动方案，2027年新型储能装机规模达到180GW以上，同样按能源局口径，2024年底为73.76GW，3年实现翻倍以上增长。考虑1H25储能行业需求已出现快速增长态势，截止630新型储能累计装机已达到94.91GW，我们认为行动方案的目标符合市场预期。行动方案对于源、网、荷三个方向的新型储能模式都进行了部署。重申要求电力调度机构明确新型储能调度运行方式和调用区间。从而合理提升新型储能调用水平。我们认为商业模式创新是未来储能高速增长的重要驱动力，通过与风光装机耦合从而实现更优的经济性。同时调度更公平的情景下储能年循环次数有望提高，通过更多电量循环摊薄度电成本。
厘清输配电价公平分担逻辑，化解绿电直连项目政策不确定性
此前的绿电直连政策中仅笼统描述了部分自发自用、仍然并网寻求备用的项目模式应该如何承担输配电价。此次通知明确下网电量（仍需电网备用支撑的部分）不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费，但以新增分摊需量电费的方式明确绿电直连项目需要为电网备用服务所支付的费用，我们测算典型项目可能有约3厘左右的度电节省。同时暂按下网电量缴纳系统运行费（自用部分暂时不交，远期仍要考虑实际变压器容量占用），暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益，两者合计降低度电输配电成本7分9厘。考虑自发自用电量还省去线损的1分3厘，以及政策不再提及的政府基金附加2分9厘，我们估算自发自用部分输配电价累计节省2毛1厘，节省65%。电网备份下网电量部分节约3厘，节省约0.8%。此次政策明确输配电价支付细节，将利于绿电直连项目回报率测算和做出投资决策。
现货市场政策强调“优化形成机组组合”、“打包入市”
此次现货市场政策文件涵盖电力交易的各个维度，强调现货市场“优化形成机组组合”，“支持”电源+储能“作为联合报价主体参与现货市场”，“鼓励新型经营主体以聚合等多种方式参与辅助服务市场”，给风光储一体项目打包入市、跑通商业模式做好准备。此外政策还回应了试点区域的改进意见，包括推动调频市场与电能量市场联合出清优化系统成本，中长期市场推动煤电长协限价区间和现货限价贴近，打造规范透明的零售市场（对市场力加强监管）。我们认为这套政策组合拳为风光储及其各类组合方式商业模式落地打下坚实基础，远期将彻底改变电力系统的图景。我们看好系统平价的到来，储能需求在配比提升+时长提升两大驱动力下展现出增长alpha，我们预测新增装机容量2025-30年CAGR为44.5%，其中2023年电芯销量将相当于2025年的5.7x，PCS则为3.6x，2030年全球储能市场空间为16056亿元。同时看好受益风光储组合拉动需求、叠加出海订单倍增、陆续确认收入。我们预测2025/26年全国风电新增装机110/130GW，新增装机增速达到39%/18%。
风险提示：政策落地不及预期，新能源装机不及预期。
场内配资提示：文章来自网络，不代表本站观点。
