文章核心观点 - 全球储能市场需求高增，中欧及亚非拉市场均有望迎来高增长，同时AIDC配储贡献新增量，建议重点关注非美国海外市场高增长带来的投资机会 [1] 中国储能市场 - 2025年下半年后中国各省陆续出台容量电价政策，独立储能在“峰谷套利+容量电价+辅助服务”的收益模式下经济性优异，需求高增，预计短期景气度有望持续 [1] 欧洲储能市场 - 欧洲市场在能源短缺与电网灵活性资源短缺下储能需求向好，发展重心逐步从户用储能向大型储能和工商业储能全面发展 [1] 其他海外市场 - 澳洲电力市场成熟、大型储能经济性优异，项目加速落地，户用储能通过高额补贴强化经济性，保障中长期需求 [1] - 美国电网设施老旧，大型储能需求延续增长，但政策端的限制或推动锂电池产能加速本土化 [1] - 亚非拉市场受益于光储降本，新能源消纳及电网稳定性诉求带动大型储能需求高增，保障供电稳定性及降低电费诉求亦推动分布式光储需求 [1] 新增需求驱动因素 - 美国AIDC需求高增，在电力容量有限并网困难下，更多AIDC通过配置储能增强灵活互联性以加快并网速度，同时亦可通过光储实现部分自供电，预计2030年美国AIDC配储需求或达100-200GWh [2] - 船舶行业为绿色甲醇提供绿色溢价，催化船舶行业绿醇需求，国内众多风光储氢醇一体化项目有望加速开工建设，带动部分储能需求 [2] 产业链供需与竞争格局 - 在储能旺盛需求下，2025年下半年以来储能电芯供需持续紧张，头部企业订单饱满，排产至2026年第一季度，预计随着头部企业大电芯产能释放，2026年第二季度后有望逐步缓解 [3] - 在欧美政策推动本土化趋势下，头部企业通过海外建厂、技术授权等模式进一步构建竞争壁垒，享受海外市场高增需求 [3] 相关标的 - 表前侧储能推荐标的包括宁德时代、亿纬锂能、海博思创等 [4] - 表后侧储能推荐标的包括德业股份、艾罗能源、派能科技等 [4]

文章核心观点 - 储能行业基本面强劲 需求与供给双击有望推动行业持续增长 类似2019-2020年新能源整体爆发的可能性存在[3] - 行业中长期需求确定性高 国内新能源消纳问题必须依靠储能解决 海外市场因AI发展及新能源消纳难题需求旺盛[1][2] - 供给端因上游企业资产负债表受损及扩产限制而偏紧 部分中上游材料环节可能出现短缺 投资价值突出[2][4] - 近期市场波动主要源于资金层面因素 如交易拥挤和获利了结 但行业基本面支撑强 不具备深度下跌基础[3] 政策与商业模型演变 - 2025年初“136号文”明确新能源价格机制退出规则 曾引发市场对储能需求的悲观预期[1] - 下半年各省推出独立储能鼓励政策及公摊电价政策 储能商业模型和收益率路径清晰化[1] - 独立储能模式盈利灵活 可提供容量租赁、调峰调频等服务 带动其出现约2-3倍的增长[1] 需求端分析 - 国内新能源装机占比接近40% 但实际发电量仅占20% 凸显消纳问题严重 储能是必然解决方案[2] - 未来更多大型央国企参与 有望进一步增强明年储能需求的持续性[1] - 海外需求旺盛 美国因AI发展导致结构性缺电 数据中心电力保障不足 需储能解决[2] - 欧洲面临新能源消纳难题 频繁出现负电价或零电价现象 需借助储能调节[2] - 海外整体需求正处于爆发期[2] 供给端与产业链格局 - 过去三年新能源行业利润分配未明显向中上游倾斜 上游企业资产负债表受损严重 缺乏资金扩产[2] - 锂电池上游材料（包括碳酸锂）预计将呈现供给偏紧甚至短缺态势[2] - 供给紧张有助于修复上游企业资产负债表和利润表 使其重新具备资本开支能力[2] - 行业资本开支持续收缩 叠加电池材料盈利处于低位 供给最紧张的环节投资价值相对突出[4] - 六氟磷酸锂受危化品扩产限制 能评环评要求拉长扩产周期 产线停产过长可能导致设备损坏[4] - 磷酸铁锂因技术迭代带来供需紧张 明年可能出现供给缺口 且该环节是中游亏损较严重领域 企业涨价诉求强[4] - 隔膜环节的产能扩张主要依靠头部企业把控[4] 市场表现与近期波动 - 近期储能板块二级市场波动较大[1] - 波动核心原因主要源于资金层面因素 部分新能源个股短期涨幅较大 筹码集中度较高[3] - 目前电新板块交易量占比约为37% 接近历史最高41%的水平 引发交易拥挤担忧[3] - 资金存在获利了结需求 进一步引发板块调整[3] - 行业处于“淡季不淡”状态 企业存在“买涨不买跌”心态 淡季备货意愿较强 需求表现稳健[3] - 虽不排除出现小幅调整 但行业基本面供需格局强 不具备大幅下跌的条件[3] 未来展望与投资关注点 - 明年出现更高级别行情的可能性仍然较高[3] - 应把握各环节景气度轮动 当前重点关注供给最紧缺的环节[5] - 市场已在反映供给逻辑 上游材料环节的关注度在持续提升[5] - 具体值得关注的超预期环节包括六氟磷酸锂、隔膜、磷酸铁锂、碳酸锂等中上游材料[4]

投资主体与结构 - 公司孙公司惠州诺德晟世新能源有限公司出资人民币100万元并担任普通合伙人 [1] - 公司关联方深圳诺德智慧鑫创能源有限公司出资1.99亿元人民币并担任有限合伙人 [1] - 基金总规模为4亿元人民币 [1] 基金投资方向 - 基金重点投资领域为独立储能项目 [1] - 基金将投向工商业储能项目 [1] - 基金将投资于光储充零碳园区项目 [1]

行业投资评级 - 行业评级为“优于大势” [9] 核心观点 - 国内储能行业已从政策强制配储驱动转变为经济性（IRR）驱动，行业底层逻辑发生根本性转变，独立储能需求爆发标志着新周期的起点 [1] - 电力市场化机制（容量电价、现货市场、辅助服务市场）的完善是需求可持续的底层逻辑，储能系统的性能（如衰减、充放电深度、调频能力）变得至关重要，行业有望摆脱恶性竞争，实现量价回升 [2] - 国内储能市场潜在空间巨大，当前新能源装机配储比例远低于成熟市场，叠加电力系统调峰需求强劲，行业将维持高增速 [1][33] - 海外市场（美国、中东、欧洲）需求同步爆发，为行业增长提供额外动力 [3] 分章节总结 国内独立储能发展新周期 - 独立储能是指以独立市场主体身份接入电网的第三方共享储能电站，其收益模式多元化，包括容量租赁、峰谷套利、辅助服务（如调频）和容量电价补偿 [16][20] - 2025年2月发布的“136号文”取消了新能源项目强制配储政策，行业从政策驱动转向市场化驱动 [21] - 政策转变后，多个省份（如内蒙古、新疆、河北、陕西）引入了容量补偿机制，使得部分省份独立储能项目内部收益率（IRR）高达10%以上，经济性凸显 [23][24] - 2025年上半年国内新型储能新增装机56.12GWh，同比增长68%，2025年8月新增装机7.97GWh，同比增长43%，显示市场化驱动下需求持续强劲 [26] 国内储能需求驱动力与市场空间 - 截至2025年上半年，中国存量新能源装机配储比例仅为3-5%，远低于美国等成熟市场（40-50%），潜在配储空间极大 [33] - 电力系统调峰需求强劲，为确保2030年电力系统无调峰缺口，累计电化学储能装机需达到527GW，2025-2030年复合年均增长率（CAGR）预计超过30% [51][53] - 调峰需求由负荷峰谷价差、风电出力波动性及系统应急备用等多因素驱动，电化学储能在调频等方面相比传统火电具有显著性能优势 [48][51] - 随着电力现货市场在更多省份逐步放开（分三批推进），峰谷价差优越的省份（如广东、海南）将为储能套利提供更大空间，进一步释放装机潜力 [55][56] - 报告预测2025/2026/2027年国内新增储能装机将分别达到150.9GWh、204.4GWh、287.0GWh，同比增速分别为40.4%、36.8%、40.0%，行业维持高增长 [60][61] 国内市场格局变化 - 行业驱动逻辑从“量”转向“IRR”后，储能系统性能成为关键，行业恶性竞争局面有望改善，价格出现回升迹象 [66] - 根据CNESA统计，独立储能中标均价已略高于可再生能源配储项目，显示市场对高质量系统的溢价认可 [66][68] - 新的商业模式兴起，如“产业基金+储能设备+专业化运营+金融方案”的合作模式，设备厂商角色向服务和金融资源整合延伸，有助于保障项目收益和改善头部企业盈利 [71][72] 海外市场发展态势 - **美国市场**：2025年底前开工项目不受补贴退坡影响，存在抢装需求，预计2025年美国大型储能装机达50-60GWh，同比增长35%；但需关注关税及FEOC（受外国影响实体）认定等风险 [3][79][83] - **中东市场**：2025年落标项目预计达22-23GWh，业主注重品牌效应，市场格局集中，头部厂商（如阳光电源、宁德时代、比亚迪）占据主导；沙特、阿联酋等国有宏大的可再生能源及配套储能目标 [3][86][88] - **欧洲市场**：新能源占比提升导致负电价频发，电价差扩大，增强了储能套利和经济性；调频服务（如FCR、aFRR）市场空间广阔；预计2024/2025/2026年新增装机分别为29.7GWh、41.9GWh、68.0GWh，同比增速达35.6%、41.1%、62.3% [3][92][97][100]

投资评级 - 投资评级为买入，并维持该评级 [8] 核心观点 - 公司2025年三季度经营业绩因量价偏弱而承压，但可再生能源补贴发放加快显著改善了现金流状况，且控股股东增持及丰厚项目储备为未来增长提供支撑 [2][6][13] 经营业绩分析 - 2025年三季度公司实现营业收入65.45亿元，同比下降2.40%，主要因市场化电价同比下降的影响大于发电量的增长 [2][6][13] - 2025年三季度公司归母净利润为4.98亿元，同比下降52.87%，前三季度归母净利润为43.13亿元，同比下降15.31% [6][13] - 三季度营业成本为56.43亿元，同比增长12.82%，导致毛利润为25.06亿元，同比下降22.94% [2][13] - 成本费用普遍上行：管理费用4.79亿元（同比增长8.32%），财务费用10.44亿元（同比下降0.21%），同时计提资产减值损失2.50亿元 [13] 发电量与装机规模 - 2025年前三季度公司完成发电量567.54亿千瓦时，同比增长7.89%；三季度发电量174.4亿千瓦时，同比增长5.78% [13] - 截至2025年上半年，公司控股装机规模达4993.66万千瓦，同比增长20.7%，其中风电装机2297.02万千瓦（同比增长17.05%），光伏装机2509.55万千瓦（同比增长25.86%），另控股独立储能106.1万千瓦 [13] - 2025年上半年新增装机218.07万千瓦，期末在建装机规模达1381.78万千瓦 [13] 现金流与财务状况 - 2025年前三季度经营活动产生的现金流量净额为172.21亿元，同比增长20.94%，主要得益于可再生能源补贴发放进度加快 [2][13] - 根据预测，公司2025-2027年每股收益（EPS）分别为0.21元、0.21元和0.23元，对应市盈率（PE）分别为20.76倍、20.45倍和19.26倍 [13] 未来发展支撑 - 控股股东三峡集团于2025年4月9日发布增持计划，拟在12个月内增持公司股份，增持金额不低于15亿元、不高于30亿元，显示其对公司的信心 [13] - 随着来风和光照条件的好转，公司经营业绩有望边际修复 [13]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 国内独立储能进入快速发展阶段，成为储能市场增长新动能，收入源于电力现货市场价差套利、辅助服务收益、容量电价补偿[4] - 容量电价补偿有放电度电补偿、按功率与时长补偿、容量租赁三种模式，代表省份独立储能IRR可达央国企项目要求[4] - 国内储能将维持高增速，因中标规模超预期、政策支持强化、电力市场化加速[4] - 预计2025年国内装机规模122GWh，同比+14%；2026年新增装机159GWh，同比+30%；2025年全球储能新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%[4] - 受美国政策和国内补贴政策影响，上调2025年储能电芯备货系数至2.1，预计出货520GWh，同比增长56%；2026年备货系数下调，出货698GWh，同比增长34%[4] 根据相关目录分别进行总结 独立储能发展现状 - 独立储能是相对独立于电源侧和用户侧的储能设施，可用于电力调峰、调频、电网黑启动等，由电池组、BMS、EMS、PCS等组成[9] - 强制配储政策推动独立储能发展，136号文后新能源配储退出，独立储能成市场增长主要力量[11] - 锂离子电池在独立储能装机占比达95%，开发业主以央企和地方国企为主，山东、江苏等省份装机容量突破10GWh[16] 独立储能盈利模式与收益测算 - 独立储能可通过电力现货市场低价充电、高价放电实现套利，选址是关键因素[19] - 储能参与的辅助服务市场主要为调频市场，不同省份调频价格机制不同[22] - 国家推动完善新型储能容量电价机制，不同省份补偿标准不同[23][24] - 容量电价补偿有三种模式：内蒙古按放电度电补偿，不考虑辅助服务收益时IRR可达10%；多数省份按功率与时长补偿，甘肃IRR可达13.7%；云南采用容量租赁模式，IRR可达7.8%[25][27][29] 储能需求展望 - 国内1 - 8月储能新增装机容量规模同比增长41.5%，预计2025年装机规模122GWh，2026年新增装机159GWh，增长得益于中标规模增长、政策支持、电力市场化[33] - 全球储能内外需向好，预计2025年新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%；上调2025年电芯出货预期至520GWh，同比增长56%，2026年出货698GWh，同比增长34%[39]

公司2025年第三季度发电量表现 - 2025年第三季度总发电量为174.40亿千瓦时，较上年同期增长5.78% [1] - 风电发电量96.23亿千瓦时，同比增长4.85%，其中陆上风电65.14亿千瓦时（增长4.86%），海上风电31.09亿千瓦时（增长4.82%） [1] - 太阳能发电量76.51亿千瓦时，同比增长12.93% [1] - 独立储能发电量1.66亿千瓦时，同比下降2.35% [1] 公司2025年前三季度累计发电量表现 - 前三季度累计总发电量567.54亿千瓦时，较上年同期增长7.89% [1] - 累计风电发电量346.84亿千瓦时，同比增长7.60%，其中陆上风电240.39亿千瓦时（增长12.22%），海上风电106.45亿千瓦时（下降1.55%） [1] - 累计太阳能发电量215.62亿千瓦时，同比增长11.18% [1] - 累计独立储能发电量5.08亿千瓦时，同比增长43.10% [1]

现货市场建设进展 - 国家顶层设计推动电力市场改革深化 多层次多品类多功能多主体电力市场体系初步建立 电力中长期现货辅助服务市场机制持续优化 "1+6"基础规则体系初步完善 全国统一电力市场建设加快推进[4] - 2025年4月国家发改委能源局发布394号文 明确各省现货市场建设时间进度 要求2026年6月底前安徽陕西转入正式运行 2025年底前辽宁河北南网黑龙江启动连续结算试运行[4][5] - 全国多地电力现货建设加速 山西广东山东甘肃蒙西湖北浙江及省间市场已转入正式运行 南方区域成为首个打破省级行政区划限制的多省区电力现货市场 安徽陕西等省份进入连续结算试运行阶段[5] 独立储能市场规则 - 各省优化完善市场规则和交易机制 将储能虚拟电厂等新型主体纳入现货市场主体范围 允许储能以独立主体身份参与市场交易[7] - 正式运行省份市场规则各具特色：山西完善新型经营主体交易机制 广东建立区域调频市场衔接机制 山东建立独立储能与新能源联合体交易机制 甘肃采用集中式全电量优化模式[7] - 蒙西和湖北采用日前市场"预出清"不结算的单偏差结算模式 浙江实时市场按5分钟滚动出清 根据实际供需偏差调整出力[9] 储能盈利空间分析 - 储能参与现货市场盈利主要取决于峰谷价差 价差受发电特性负荷特性潮流阻塞市场限价等多因素影响[8] - 2025年以来峰谷价差呈上升趋势 除蒙西下降14%外其他省份价差均拉大 山西增幅达43% 现货价格整体下降趋势 多地低于中长期交易均价[10] - 市场限价机制逐步完善 蒙西设定-0.1元/kWh负电价 海南设定-0.057元/kWh负电价 现货市场价格对分时电价政策指导作用增强[10] 储能补偿机制 - 山西对提供二次调频服务的储能电站给予调频量价补偿 补偿充电费用与放电费用差值[14] - 宁夏对火电平均出力低于50%时段充电的储能给予0.2595元/kWh补偿 并设置市场力防控价格上限[14] - 河南建立收益保障机制 当独立储能因现货价差偏低导致日均收益不足0.765元/kWh时予以补足[14] 行业发展前景 - 在136号文件与394号文件推动下 2025年底将实现现货市场全覆盖 独立储能有望成为电力市场核心参与者[11] - 通过电能量市场辅助服务市场容量交易等多元化收益模式 储能可实现"一体多用分时复用"的商业价值[11] - 随着规则优化与补偿机制完善 储能将通过公平合理的市场化竞争获得应有价值回报[11]

财务表现 - 报告期实现营收4.96亿元，同比下降6.02% [1] - 归母净利润895万元，同比下降90.17% [1] - 扣非净利润421万元，同比下降95.40% [1] - 基本每股收益0.01元 [1] 业务规模 - 公司拥有36家控股子公司，参股子公司1家 [1] - 已投产运营的发电项目装机规模为2734MW（含独立储能） [1] - 风力发电项目并网装机容量1720.5MW [1] - 光伏发电项目并网装机容量853.50MW [1] - 独立储能项目并网装机容量160MW [1] 在建项目 - 已核准的在建风光电项目装机规模为1100MW [1] - 已核准的在建独立储能项目装机规模为1200MW [1]

报告行业投资评级 - 看好，维持 [6] 报告的核心观点 - 国内独立储能商业模式逐步脱虚向实，现货市场、容量电价、辅助服务等机制不断完善，行业需求旺盛、盈利有望改善 [16][50] 根据相关目录分别进行总结 商业模式：脱虚向实，转型之路 - 独立储能商业模式包括现货市场充放套利、辅助服务、容量补偿/容量租赁等，海外市场体系成熟，国内各省加速机制完善 [16] - 现货市场以2025年底为拐点，多数省份将进入连续结算试运行，2026年底多数省份现货市场正式运行，新能源比例提升有望扩大价差 [21][23][26] - 容量电价有望陆续出台，保障储能部分收益，山东、河北等省份已出台相关政策 [33] - 辅助服务政策逐步完善，六大区域及11个省份细化运营规则，丰富服务品种 [47] - 以甘肃为例，叠加容量电价后全投资收益率提升，考虑调频辅助服务收益，贷款投资收益率预计更高 [43] 量价研判：需求无虞，盈利改善 - 2025年1 - 5月国内储能装机及招投标保持高景气，累计装机容量同比增长57%，累计中标同比+191% [52] - 2025年独立储能装机及中标占比快速上升，5月电网侧储能装机量占比73%，中标量占比86% [56] - 行业盈利已至底部，电芯及系统价格降幅显著收窄 [61]