固态电池板块市场表现 - 2025年11月13日早盘固态电池板块强势拉升 创业板新能源ETF华夏涨超2% [1] - 持仓股新宙邦涨超15% 天华新能涨超8% 湖南裕能及星源材质涨超5% [1] 储能行业前景展望 - 人工智能数据中心推动未来5年储能行业进入繁荣周期 因电力需求将急速飙升 [1] - 预计2026年全球储能需求同比增长40% [1] - 中东 拉丁美洲 非洲及东南亚新兴市场储能需求增速可能达30%至50%或更高 [1] 中国储能市场驱动因素 - 推动可再生能源市场化定价将促进储能项目发展 通过低电价充电高电价售电获利 [1] - 中国各省可能引入容量补偿机制 在需要时补偿电池所有者以进一步激励储能 [1] 创业板新能源ETF华夏产品特征 - 为全市场跟踪创业板新能源指数的规模最大ETF基金 涵盖新能源及新能源汽车产业 [2] - 指数涉及电池及光伏等多个细分领域 该ETF弹性最大涨幅可达20cm [2] - 费率最低 管理费和托管费合计仅为0.2% [2] - 规模最大 截至2025年10月31日规模达8.29亿元 近一月日均成交9005万元 [2] - 储能含量达58% 固态电池含量达31% 契合当下市场热点 [2]

行情回顾 - 本周（9.15-9.19）上证综指下降1.30%，创业板指上涨2.34% [1] - 碳中和板块下降0.30%，公用事业板块下降2.29%，环保板块下降1.15%，煤炭板块上升3.26% [1] 电力市场新周期 - 新能源装机大增等因素推动电力供需进入“电量宽松、电力区域性/时段性偏紧”的新周期 [1][2] - 容量电价提升改善火电电价结构，多元化收入增强火电收益保障 [1][2] 火电市场分析 - 近3年火电交易呈现上半年博弈煤价、下半年博弈电价的特征 [2] - 当前年内煤价低点已现，7月以来Q5500动力煤港价已累计上涨近100元/吨 [2] - 三季度火电电量增速转正但煤价上行可能挤压度电利润，需重点关注2026年各地电量电价签约情况 [2] - 电量电价下行趋势难扭转，容量补偿比例提升改善火电电价结构 [2] - 假设单位千瓦动态投资3500元、年利用小时5000小时，8%资本金回报率下，单一制电价合理度电毛差约0.094元/kWh [2] - 容量补偿100元/KW·年时，点火价差要求降至0.074元/kWh；补偿提至165元/KW·年，进一步降至0.064元/kWh [2] 行业动态 - 中国电建与深圳市政府签署战略合作协议，将围绕总部经济、清洁能源等领域开展合作 [3] - 四川启动现货试运行中长期衔接交易，进入“分时段组织、D-2连续开市”新模式，实现“两个全覆盖” [4] - 南网储能梅州抽蓄电站二期7号机组完成发电工况100%甩负荷试验，调试获重要突破，力争年底投产 [4] 投资关注 - 火电板块建议关注发电资产主要布局在电力供需偏紧、发电侧竞争格局较好地区的火电企业 [5] - 水电板块建议关注水电运营商龙头 [5] - 新能源发电板块建议关注新能源龙头 [5] - 核电板块建议关注电价市场化占比提升背景下的龙头企业 [5]

政策目标与装机规划 - 2027年新型储能装机规模目标为1.8亿千瓦以上 带动直接投资约2500亿元 [1] - 截至2024年底中国新型储能装机容量达7376万千瓦 占全球超40% 2024年上半年增至9491万千瓦 未来三年需实现翻倍增长 [1] - 政策设计考虑与"十五五"能源规划衔接 支撑能源绿色低碳转型 [1] 市场机制与收益模式 - 电力市场机制完善推动新型储能通过电能量市场、辅助服务市场、容量市场获得多重收益 [2] - 容量补偿机制逐步落地 内蒙古标准为0.35元/kWh（10年） 河北标准为100元/kW（2年） [4] - 独立储能项目资本金内部收益率测算：河北模式6.2% 内蒙古模式14.8% 高于国企6%-8%的收益率要求 [4][5] 产能与需求现状 - 全球储能电芯2024年上半年出货量226GWh 同比增长97% 中国企业占前九名 全球出货量占比超90% [3] - 多家厂商满产运行 海外订单贡献主要份额 中东、澳大利亚等新兴市场需求增长显著 [3] - 国内装机节奏调整 受新能源"抢装"影响 上半年并网高峰前移至"531"节点 "630"节点并网热度首次下降 [3] 技术路线与应用场景 - 政策推进电源侧、电网侧独立储能建设 鼓励需求响应等多场景创新模式 [7] - 用户侧"新能源+储能"成为重点场景 陕西、云南、青海要求绿电自发自用比例不低于60% 上网电量限20%以内 [8] - 零碳园区需配置储能 四川、山东、江苏要求加强可再生能源开发与调节资源匹配 [8] 挑战与政策需求 - 新能源远距离输送存在物理通道不足和价格协调障碍 就近消纳受鼓励但加重电网调节负担 [9] - 高系统成本可能限制零碳园区和绿电直连发展规模 [9] - 需出台容量电价政策和地方发展目标以保障经济可行性 广东等制造业大省应率先探索电价创新与金融支持 [9]

储能政策动态 - 内蒙古能源局发布《关于加快新型储能建设的通知》，对独立新型储能电站放电量执行0.35元/千瓦时的补偿标准，执行期10年，并取消电源侧和电网侧划分[2] - 内蒙古2024年计划投产电源侧储能400万千瓦（1600万千瓦时）、电网侧储能250万千瓦（1300万千瓦时），2025年计划投产电源侧储能1000万千瓦（4200万千瓦时）、电网侧储能450万千瓦（2300万千瓦时）[3] 各省容量补偿政策 - 山东2022年实施容量补偿电价0.0991元/千瓦时，有效期至2026年底[4] - 甘肃2023年调峰容量补偿上限为300元/(MW·日)，采用单边竞价模式[4] - 新疆2023年独立储能补偿标准为0.2元/千瓦时，2024-2025年逐年递减20%[5] - 河北2025年独立储能容量电价定为100元/千瓦，较2024年退坡政策有所延长和统一[6] 南网区域政策 - 南方电网2022年将独立储能容量补偿纳入输配电价疏导机制[7] - 2025年起南网对新能源配建储能调峰实施分省补偿标准，如广东0.07655元/千瓦时、云南0.07163元/千瓦时[7] 储能市场现状 - 西北区域1GW/4GWh大型独立储能EPC价格降至0.75元/Wh，0.3GW/1.2GWh项目降至0.83元/Wh[8] - 部分省份通过容量补偿、现货交易、辅助服务等多重收益机制推动储能项目经济性提升[8]