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]