广东建工公告，全资子公司广东水电二局集团有限公司下属广东粤水电能源投资集团有限公司投资建设 的布尔津县电化学200MW/800MWh独立储能电站项目全容量并网运营；粤水电巴楚县5MW分布式光伏 制储加氢一体化（试验示范）项目制储氢600Nm³/h投产运营。上述项目的投产运营对公司未来经营业 绩有一定的提升作用。截至目前，公司累计已投产发电的清洁能源项目总装机5084.52MW，其中水力 发电380.50MW，风力发电790.36MW，光伏发电3613.66MW，独立储能300MW；制储氢600Nm³/h。 ...

文章核心观点 - 独立储能行业在政策驱动下进入市场化竞争阶段，项目备案数量激增，呈现“跑马圈地”现象，但行业整体面临盈利模式不清晰、投资回报不确定的挑战，部分项目已出现亏损或推进受阻 [3][6][9][10] 独立储能定义与政策转折 - 独立储能的核心特征是作为独立主体并网，直接接受电网调度，区别于需依托新能源场站的新能源配储项目 [5] - 2025年2月国家发改委、国家能源局的“136号文”是行业重要转折点，明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件，标志着“强制配储”终结，独立储能正式迈入市场化竞争阶段 [5] 行业热度与“跑马圈地”现象 - 政策刺激下，独立储能项目备案数量突飞猛进，以广东为例，2025年以来备案且通过审核的项目达178个，是2024年全年47个的3.8倍，2023年为29个，2022年为14个，2021年仅1个 [6] - 业内将此现象形容为“储能领域的‘跑马圈地’”，企业通过提前备案锁定稀缺的优质储能资源（如并网接入点、土地指标），但项目后续是否落地建设则“先不管” [6] - 根据国家规划，到2027年全国新型储能装机规模目标为1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，这增强了投资者的信心 [6] - 行业热度传导至上游，电芯供应紧张，有公司电芯库存告急，临时下单交货期需排到几个月后，电芯厂家生产线满负荷运行 [7] 盈利模式演变与地区差异 - “强制配储”时期，独立储能主要盈利模式为容量租赁，其收益高度依赖新能源发电企业支付的年度容量租赁费用 [9] - “136号文”下发后，独立储能形成涵盖容量租赁、容量补偿、电力辅助服务（调峰、调频）、电能量交易（电力现货交易）的多元盈利体系 [9] - 各地政策支持力度与市场化规则差异显著，并非所有电站都能同时获得四种商业模式的收益，最终盈利高度取决于整合运营多种收益渠道的能力 [9] - 政策具体执行力度存在不确定性，例如内蒙古的容量补偿标准从2025年的0.35元/千瓦时计划降至2026年的0.28元/千瓦时，增加了投资回报的波动风险 [9] 面临的挑战与投资困境 - 部分地区独立储能需求有限或市场条件不佳，例如广东，外来电力占比高，对独立储能需求相对有限，调频需求趋于饱和，调峰需求亦有限，且现货市场电价波动小，通过现货套利盈利难度大 [10] - 收益来源单一且不稳定，广东独立储能电站主要收益来源于调频服务，一旦未被电网调度则无收入，政策可能生变的风险已导致有公司叫停了一个装机300万千瓦、总投资超2亿元的项目 [10] - 广东、广西、湖南等地已有独立储能电站出现运营亏损，今年以来广东已有多个备案项目被撤回或作废 [10] - 取消“强制配储”后，新建新能源项目无需租赁储能，导致独立储能项目的容量租赁收入预期锐减，而多数省份尚未发布“136号文”配套细则，投资者普遍持观望态度 [10] - 当前独立储能盈利模式尚不清晰，仅靠部分省区已出台的容量补偿政策无法覆盖电站投资成本，还需依赖电力现货交易等途径，但在西北等电力消纳难题突出、缺乏足够用电消费端的地区，参与电力现货交易面临“电卖给谁”的困境 [11][12]

行业核心观点 - 中国大型储能行业正经历从“政策驱动”向“市场化驱动”的关键转折，商业模式逐步清晰、应用场景趋于多元，行业进入规模化、高质量发展的新阶段 [2] 市场景气度与供需 - **招标与装机高增**：2025年1-10月国内新型储能招标规模达205.30GWh，同比增长45%，央国企集采规模同比增长61% [4] - **优质电芯供给紧缺**：供给侧头部电芯企业产能利用率接近满产，供需偏紧态势或将延续至2026年第二季度 [4] 商业模式演变 - **“136号文”前的强制配储阶段**：储能价值主要体现为帮助新能源项目“获取路条”，利用率低下。2023年新能源配储平均等效利用系数仅为6.1% [6][7] - **“136号文”后的市场化阶段**：独立储能可通过“峰谷价差套利+容量市场+辅助服务”发挥真实价值，商业模式走向主动价值创造 [4][9] - **经济性改善**：对全国七省区的独立储能经济性测算显示，蒙西、新疆、河北南网资本金内部收益率可达10%以上，山西、山东、甘肃在6.5%以上 [4] 收益来源分析 - **峰谷价差套利**：随着电力现货市场建设推进，午间谷底加深和晚高峰顶拉升明显，峰谷价差套利成为储能核心收益来源 [11] - **容量补偿机制**：多省出台容量补偿政策以替代过去的容量租赁收入，补偿标准各异，如甘肃和宁夏分别为330元/千瓦·年和165元/千瓦·年 [15] - **辅助服务市场**：辅助服务市场正由单一的调峰调频向多品种、市场化方向加速演进，独立储能目前主要参与调频服务，未来可拓展至备用、爬坡等市场 [18][20] 项目经济性测算 - **典型模型参数**：以甘肃100MW/400MWh项目为例，单位EPC成本0.9元/Wh，首年收益包括峰谷价差套利3560万元、容量补偿2200万元及调频辅助服务190.08万元 [23] - **各省收益率对比**：蒙西独立储能电站资本金内部收益率最高可达37.3%，新疆、河北南网亦超10%，山西为7.2%，甘肃、宁夏分别为6.6%和-1.6% [23][24] - **敏感性分析**：容量补偿水平和年限对项目收益率影响巨大。例如，甘肃容量补偿年限从2年延至4年，资本金内部收益率可从6.63%提升至10.62% [24][27] 应用场景拓展 - **发电侧主动配储**：新能源全面入市导致其度电收益下降，配置储能可通过能量时移提高项目收益。测算显示，配置100%、1小时储能可使光伏项目资本金内部收益率从2.5%提升至8.9% [30][34] - **用户侧多元化发展**： - **工商业储能**：2025年1-8月新增备案项目规模24.53GW/56.82GWh，容量同比增长165.36%，项目呈现大型化趋势 [35] - **零碳园区**：储能是解决风光间歇性、支撑零碳目标落地的核心，相关试点快速推进 [36] - **绿电直连**：数据中心等用户采用“绿电直连+储能”方案，既能满足绿电占比要求，又能优化用能成本 [38] - **虚拟电厂**：政策设定2027年、2030年分别实现2000万千瓦、5000万千瓦调节能力的目标，储能作为灵活性资源应用将增长 [40] 投资主体变化 - **早期格局**：投资主体以新能源企业与央国企为主，社会资本因融资成本高（民企年化利率6%-7.5%）参与度低 [41] - **当前多元化**：商业模式成熟、融资环境改善以及央国企审慎态度为社会资本创造了进入机遇 [42] - **专业化基金趋势**：参考海外，以专业化基金的形式投资和运营储能电站有望成为大势所趋，国内已出现多只储能产业基金 [42] 市场空间展望 - **短期抢装空间**：在容量电价政策预期下，初步测算由发电侧电费下降可支持的2026-2027年独立储能理论装机空间约为158GW/634GWh [5][43] - **长期需求驱动**：“十五五”期间，随着风光发电量占比提升，储能的商业化配置需求总量预计在1.5-1.7TWh（含抽水蓄能），复合增速20%以上 [5][49] - **电源侧增量空间**：若集中式光伏大省配储比例由当前水平提升至50%、100%，可额外增加216GW/453GWh、461GW/989GWh的配储市场空间 [50]

独立储能市场定位与发展情况 - 政策体系不断完善，独立储能收益模式向多元化和市场化发展，相关文件包括196号文、136号文等 [5] - 中国新型储能累计装机在2025年已突破100GW，并预计在2027年冲刺180GW [5] - 独立储能核心收益模式为现货交易、辅助服务和容量电价的组合 [5] - 行业面临融资门槛高、投资回报周期长以及省级政策变动频繁影响收益稳定性等核心痛点 [5] 独立储能项目筛选与投资逻辑 - 项目选址需考虑网架结构、新能源消纳能力和政策成熟度，优选区域 [5] - 设备选型与运维需关注核心指标，包括在线率、运行效率、充放电深度和容量衰减率 [5] - 专业运营涉及参与电力市场交易，包括中长期、现货和辅助服务市场 [5] 独立储能市场开发与业务实战 - 项目成功依赖三大支柱：投资策略、技术方案和收益模型 [5] - 投资策略涵盖选址的多重因素以及融资模式，如F+EPC、融资租赁和资产收购 [5] - 技术方案包括储能技术选择和系统集成优化 [5] - 收益模型基于现货交易、辅助服务与容量电价的组合，并可能包含第三方专业运营 [5] - 市场开发需关注各省策略及项目开发中的潜在风险 [5] 独立储能融资租赁业务分析 - 融资租赁业务面临机遇与挑战，存在五大痛点 [6] - 部分金融租赁公司在2023至2025年间已开展独立储能业务投放，涉及公司包括国银金租、华夏金租、越秀租赁等 [6] - 业务实务操作包括准入标准、授信审批要点及增信措施 [6] - 增信措施分为软兜底和硬兜底 [6] - 行业探索出七大创新融资模式，例如“城投+”、F+EPC+F、经营性租赁、新能源基金等 [6] 行业参与者与运营规模 - 分享嘉宾所在公司天炜新能，累计托管运营的独立储能资产规模已超过5GWh [1][5] - 该公司基于“投资人+运营商”的双重身份，提供全生命周期管家式服务 [5] - 另一分享嘉宾旗下培训业务服务租赁公司超过800家，产业企业超过300家 [6]

独立储能市场定位与发展情况 - 政策体系不断完善，收益模式向多元化和市场化发展，例如196号文和136号文等政策密集出台[5] - 新型储能累计装机规模快速增加，2025年突破100GW，预计2027年将冲刺180GW[5] - 独立储能收益模式主要包括现货交易、辅助服务和容量电价[5] - 行业核心痛点包括融资门槛高、投资回报周期长以及省级政策变动频繁影响收益稳定性[5] 独立储能项目筛选与投资逻辑 - 选址策略优先考虑网架结构、新能源消纳能力和政策成熟度[5] - 设备选型核心指标包括在线率、运行效率、充放电深度和容量衰减率[5] - 专业运营要求独立储能参与电力市场交易，如中长期、现货和辅助服务市场[5] 独立储能市场开发策略 - 项目成功依赖三大支柱：投资策略、技术方案和收益模型[5] - 投资策略涵盖选址因素和融资模式，如F+EPC、融资租赁和资产收购[5] - 技术方案包括储能技术选择和系统集成优化，例如锂电、液流等[5] - 收益模型结合现货交易、辅助服务和容量电价，并强调第三方专业运营[5] 独立储能融资租赁业务 - 融资租赁业务面临五大痛点，具体内容未详细展开[6] - 2023-2025年部分金租公司投放情况统计涉及国银金租、华夏金租等企业[6] - 业务准入和实务操作包括授信审批要点、增信措施如软兜底和硬兜底[6] - 七大创新模式包括"城投+"、F+EPC+F、经营性租赁等[6] 行业未来展望 - 市场趋势指向深化电力市场改革，丰富储能交易品种[6] - 未来方向强调专业化运营业务护航安全与收益[6]

文章核心观点 - A股市场四季度出现由重大合同驱动的强劲动能 近70家上市公司披露的战略合作与重大经营合同成为点燃市场热情和催化股价上涨的关键力量 [1] - 重大合同公告为投资者提供了最直观可靠的业绩确定性 资金倾向于追逐有基本面支撑的标的 反映出市场投资理念从概念炒作向价值发现回归 [5] 市场表现 - 近70家公司在公告发布后首个交易日股价平均涨幅达1.45% 同期沪深300指数平均下跌0.09% [2] - 从公告日至最新收盘日 这些公司股价平均涨幅已超过6% 远超同期沪深300指数下跌0.95%的表现 [2] - 海博思创 霍普股份 兆新股份等6家在公告当日强势涨停 海科新源自10月23日以来股价累计涨幅近180% [2] 行业与公司合同分布 - 收获大订单的公司广泛分布于机械设备 电力设备 建筑装饰和汽车等18个行业 机械设备与电力设备行业成为大单聚集地 [1] - 宏英智能全资子公司签署总价高达6.16亿元的独立储能电站项目合同 [1] - 兰石重装与中国核电工程有限公司签订5.81亿元的核能项目主工艺设备合同 [1] - 博迈科斩获价值约1.9亿至2.4亿美元的海上浮式生产储卸油船项目订单 [1] - 海博思创与宁德时代签订未来三年不低于200GWh的储能合作协议 [2] 机构投资者关注 - 截至11月17日 上述公司中有20家在10月以来获得机构调研 其中15家公司获得超过10家机构的密集拜访 [4] - 当升科技因与博苑股份签署战略合作框架协议 吸引超过150家机构的目光 [4] - 机构一致预测当升科技 雷迪克 兰剑智能等7家公司2025年与2026年净利润增幅持续超过25% [4] - 金固股份与回天新材的2025年净利润增幅预期超过100% [4]

公司储能业务进展 - 公司通过募集资金投入的储能产业项目已落地并进入正常运营阶段 [1] - 公司目前自持两个独立储能电站 [1]

行业与公司 * 行业为电力行业 特别是新能源发电与储能领域 公司涉及新能源场站、独立储能电站、煤电厂等[1][2][3] 核心政策与机制变化 * 国家层面首次明确新型储能与煤电及抽水蓄能并列 给予容量电价机制 而非容量补偿机制[2] * 容量电价机制核心是将市场价格信号传导至终端用户 由用户承担费用 各省份可根据自身情况自主定价[1][2] * 现有省份容量补偿政策将进行调整 例如山东、内蒙古 从按发电侧传导调整为按用电侧传导 并按可靠容量而非放电影量补偿[4][5] * 政策目标是确保投资者获得6.5%至7%的合理收益率[10][18] 电价与用户影响 * 健全居民分时电价机制不会直接导致居民整体用电价格上涨[1][3] * 居民峰谷价格体系和阶梯电价可能调整 例如第三阶梯电价可能上浮[1] * 容量电价费用最终主要由工商业用户承担 未来零售用户也会受影响[18] 储能市场与收益模式 * 独立储能电站主要收入来源是现货套利 而非依赖容量电价补贴[1][6] * 容量补贴或度数补贴对储能电站收入影响相对较小 例如甘肃按每度0.128元结算 内蒙古0.35元/度的高标准需调整[6][10] * 不同省份对容量补贴需求不同 江苏、浙江、广东、福建等现货价差收入低省份需要更高补贴[10] * 独立储能充电成本存在差异 从电网购电成本高 使用自身光伏发电充电更具经济性[9] 新能源消纳与调度优化 * 为解决新能源弃风弃光问题 需优化调度运行机制 允许新能源场站自主申报出力曲线[1][7] * 未来将通过中长期市场中的多日交易及D+2、D+3日内申报实现更灵活出力曲线管理 解除制度障碍[13] * 提升新能源配套储能利用率是关键 当前许多地区调度粗放 例如新疆需上级调度许可才能放电[7] 装机预期与市场影响 * 预计2026年新型储能装机增速约为50%[3][12] * 需警惕部分地区现货套利空间收窄 例如蒙西地区从2024年的0.38元/千瓦时降至2025年的0.28元/千瓦时[12] * 如果调节资源建设速度超过新能源建设速度 将压缩现货价差 对现货市场产生压制作用[12][17] * 国家目标到2035年实现3,600GW新能源装机 每年需新增200GW以上 内部讨论认为至少需增长50%至每年300GW[3][19][20] 储能设施质量与更新动力 * 2022年之前建设的风光配储电站质量较差 可用率低 2023年以来西部省份新建电站质量显著提高[14] * 电网公司加强考核和检查 对不达标设施进行处罚 有动力提升老旧设施技术水平[15] * 目前各省更倾向于建设独立储能 新建配储项目动力相对较弱[15] 竞争格局与趋势 * 容量市场机制将为独立储能提供长期可持续收益保障 类似火电容量补贴 为投资者提供确定性回报[1][11] * 煤电竞争力下降 全国平均利用小时数降低 今年上半年全社会新增用电量已由新能源提供[21] * 风光配储被调用不会明显挤压独立储能市场容量 因其充电成本存在劣势[16]

项目合同签署 - 公司全资子公司宏英新能源与联合体共同和孙公司民乐卓航签署工程PC总承包合同 [1] - 合同项目为民乐县二期350MW/700MWh独立储能电站 [1] - 合同总价款为含税人民币616,000,000元（陆亿壹仟陆佰万元） [1] 公司股权与披露状态变动 - 公司已将民乐卓航的母公司100%股权对外转让并完成工商变更 [1] - 民乐卓航自其母公司股权过户完成后不再纳入公司合并报表范围 [1] - 因民乐卓航出表 此次合同签署触发了公司的披露义务 [1]

合同签署概况 - 宏英智能全资子公司宏英新能源与联合体方共同与孙公司民乐卓航签署工程PC总承包合同 [1] - 合同签署日期为2025年8月27日 [1] - 合同总价款为含税人民币6.16亿元 [1] 项目具体信息 - 项目名称为民乐县二期350MW/700MWh独立储能电站项目 [1] - 项目规模为350兆瓦/700兆瓦时 [1] - 合同类型为工程PC总承包合同 [1] 交易相关方关系 - 发包人民乐卓航新能源开发有限公司为宏英智能合并报表范围内的孙公司 [1] - 承包人包括宏英新能源（全资子公司）及两家联合体公司 [1] - 此次交易为联合体承包模式 [1]