一、要点总结
1、需求
整体来看，新政对国内储能需求总量影响不大，预计25-30年保持平稳增长。在节奏上，预计531前会有抢装需求，若6月1日后各省未出台细则，可能会有政策观望导致的空窗期。在结构上，独立储能和工商业储能延续高速增长，配储/共享储能在区域上会有分化，电价较高、风光渗透率较高、弃电率较高的地区配储/租赁比例可能较现有提升，无消纳问题地区配储需求下降。
2、商业模式
-对独立储能：参与辅助服务和现货市场明确加快，专家指引广东独立储能仅靠调频可获得较高收益率，浙江独立储能在容量租赁退出后，依靠顶峰调节和现货市场套利可获得6-9%收益率，另外江苏、内蒙等各地方政府正在制定容量电价、容量补偿和中长期国债等储能支持政策。
-对新能源配储：仍需要自发购买储能服务或配储来降低考核费用/系统调节成本、提升消纳和发电收益，例如如果实际出力和计划出力偏差较大需要支付罚款。
3、核心方向和标的
- 大储集成向头部集中（阳光电源、海博思创）
- PCS受构网型带动价值量上升（上能电气、科华数据）
- 工商业延续高增（盛弘股份）
- 虚拟电厂和功率预测（国能日新）
二、上市公司观点
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公司
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观点
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海博思创
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【需求】预计25年国内自身30%增速
原预计25-30国内复合增速30%+，目前预计到30年有20%的空间受影响，短期市场有半年到一年波动。
-共享储能
底层逻辑是减少弃风弃光，提高光伏电站收益，保障电网稳定。即使不做容量租赁，并网时也需要储能容量与电网做交易，有固定占用的储能容量会优先调度，没有储能容量可能无法上网。
-大基地配储不受政策影响
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上能电气
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【需求】行业平稳增长，预计25年国内自身25%增速
构网型需求大幅提升，PCS的量也有增长
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公司3
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【需求】行业短期波动，看各省政策
24年已有很多省份在执行竞争性配储，仍然有配储和租赁需求，主要看各省政策，目前江苏已经在商讨容量电价。
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公司4
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【需求】影响不大，独立储能延续高增
-独立储能
1）目前电网侧独立储能远不能保障调节资源，浙江为例至少需要负荷的10%作为调节资源，（该比例与新能源发电占比正相关），电网侧储能作为最佳调节资源只占2%，所以独立储能继续高增；2）南网明确做大储能辅助服务市场，目前只有调频或调峰服务开放储能与火电公平竞争，后续各省加快开放各细分市场；
-新能源配储
后续需要自发购买储能服务或配储来降低考核费用、增加发电收益，例如如果实际出力和计划出力偏差较大需要支付罚款。
【商业模式】辅助服务与容量电价加快
配取消后，预计租赁转向容量电价，覆盖储能建设成本10%左右，具体看各省细则；容量电价传导至用户。
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三、行业专家
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行业机构
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观点
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储能与电力市场
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【需求】跟踪招中标及示范项目来看，预计25年59%-92%增速
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行业专家
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观点
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清华四川能源互联网研究员
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1、新政之后，在电源侧，新能源需承担弃电的经济损失和系统调节成本，配储积极性提升；在电网侧，峰谷价差拉大，辅助服务价值凸显，商业模式更加可持续，激励储能、虚拟电厂、需求侧相应等灵活性资源发展。
2、业主需要新的应对措施，包括气象大模型、AI出力预测、储能主动支撑能力。
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市场化改革专家
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136号新政最大的变化是中央部门下放权限，地方政府摆脱掣肘，后续需要关注的是新能源运营（市场化经营策略很重要）、虚拟电厂等新业态建立、主动配储策略的制定。
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中电建（华东）
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华东区域电力供需仍偏紧张，峰谷价差较大，现货市场进展较快，各省独立储能加快建设，以浙江为例，容量租赁退出后，现货市场套利可以支撑独立储能收益率在6-9%。
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国网（新疆）
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电力平衡需求旺盛，特别是南疆新能源装机占比达到60%，午间汽电和早晚峰缺电问题反复出现，新能源入市后储能价值凸显，新能源需要储能平滑发电曲线，提升消纳能力。
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内蒙古电力
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容量租赁转向容量补偿，蒙西构建“容量补偿+现货交易”机制，蒙东构建“容量补偿+辅助服务”机制，全面组织实施储能示范项目建设等专项行动，通过竞争性招标方式确定示范项目规模。
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