聚焦发电行业深度研究:储能机制重估,省际IRR分化与投资。归因显示,机制变量对 IRR 的影响数倍于成本端——价差±0.05 元/kWh 对应±1.1~2.2pct、补偿±20%对应±0.6~1.9pct、充放电次数±50 次对应±0.9~3.8pct,而EPC±5%仅±0.5~0.9pct。按“价差变化×容量电价变化”双维框架,区域增长前景分化为四类:蒙西/蒙东(补偿托底+造价优势,收益稳定性最高)、山东/广东/辽宁(价差走阔+机制增厚,最具增长潜力)、甘肃/新疆(容量托底,长时化主线)、宁夏/河北/江苏(价差收窄,短期承压)。市场主要聚焦装机总量增长与产业链价格反弹,将储能视为“量的逻辑”;报告认为 2026 年更是“机制定价的逻辑”,收益机制变量对区域 IRR 的影响、省际机制差异被系统性低估。
聚焦发电行业深度研究:储能机制重估,省际IRR分化与投资。归因显示,机制变量对 IRR 的影响数倍于成本端——价差±0.05 元/kWh 对应±1.1~2.2pct、补偿±20%对应±0.6~1.9pct、充放电次数±50 次对应±0.9~3.8pct,而EPC±5%仅±0.5~0.9pct。按“价差变化×容量电价变化”双维框架,区域增长前景分化为四类:蒙西/蒙东(补偿托底+造价优势,收益稳定性最高)、山东/广东/辽宁(价差走阔+机制增厚,最具增长潜力)、甘肃/新疆(容量托底,长时化主线)、宁夏/河北/江苏(价差收窄,短期承压)。市场主要聚焦装机总量增长与产业链价格反弹,将储能视为“量的逻辑”;报告认为 2026 年更是“机制定价的逻辑”,收益机制变量对区域 IRR 的影响、省际机制差异被系统性低估。
聚焦发电行业深度研究:储能机制重估,省际IRR分化与投资。归因显示,机制变量对 IRR 的影响数倍于成本端——价差±0.05 元/kWh 对应±1.1~2.2pct、补偿±20%对应±0.6~1.9pct、充放电次数±50 次对应±0.9~3.8pct,而EPC±5%仅±0.5~0.9pct。按“价差变化×容量电价变化”双维框架,区域增长前景分化为四类:蒙西/蒙东(补偿托底+造价优势,收益稳定性最高)、山东/广东/辽宁(价差走阔+机制增厚,最具增长潜力)、甘肃/新疆(容量托底,长时化主线)、宁夏/河北/江苏(价差收窄,短期承压)。市场主要聚焦装机总量增长与产业链价格反弹,将储能视为“量的逻辑”;报告认为 2026 年更是“机制定价的逻辑”,收益机制变量对区域 IRR 的影响、省际机制差异被系统性低估。核心数据:我们以 100MW/200MWh 2h 磷酸铁锂独立储能为基准资产,对 11 个区域在同一框架下测算全投资 IRR:2026YTD 省际 IRR 从 0.9%(新疆)到 8.0%(蒙西)不等,跨度超过 7 个百分点;独立储能接棒新能源配储成为新增主力(2025 年占新增 69%、26H1达 74.3%)。
本报告由华泰证券发布,发布于 2026 年。
覆盖 2026 年。
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重点分析了储能、新能源、政策、盈利等议题。