《方案》明确2027年国内储能装机规模翻倍目标，实质上将此前“市场预测”转变为“政策目标底线”。

据此，我们上调2025-2027年国内储能装机预测至140/190/230GWh。9月12日，国家发改委、能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》的通知（以下简称《方案》）。方案强调：

1）规模上，2027年全国新型储能装机规模达1.8亿千万以上；

2）技术上，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富；

3）机制上，i. 电能量市场：推动“新能源＋储能”作为联合报价主体一体化参与电能量市场交易，ii. 辅助服务市场：有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，iii. 容量市场：推动完善新型储能等调节资源容量电价机制。

本次《方案》的亮点除了在方向上进一步捋顺储能盈利机制外，在目标上更是较为少见的明确装机目标（2027年180GW），参考25H1能源局口径国内新型储能装机95GW/222GWh，该目标意味着至2027年国内新型储能装机规模翻倍。需要强调的是，虽该目标在量级上与市场此前预测接近，但《方案》的印发在实质上将“市场预测”转变为“政策目标底线”，我们预测实际装机大概率将超过政策目标。基于此，我们上调2025-2027年国内储能装机预测至140/190/230GWh，对应CAGR 28%。

储能容量补偿政策频频出台提升收益且刺激装机，长期维度看新能源全量入市为储能创造丰厚收益，“136号文”或成为国内储能经济性拐点。

截至2025年9月，目前国内多省份如内蒙古、甘肃、山东、河北等纷纷实施新型储能容量电价补偿。9月12日，宁夏发布《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确了2026年1月起执行165元/kW·年容量电价。得益于容量补偿政策推进，内蒙古、甘肃等储能收益率较好，我们测算IRR 11.5%/6.3%，其他多数省份IRR在4.5%~6%区间（假设储能EPC价格0.85元/Wh，现货价差0.3~0.35元/KWh）；从当前收入结构上来看，具备容量补偿条件、经济性较好的地区现货价差收益及容量补偿占比相当，分别在35%~45%区间。拉长时间维度看，我们认为虽容量电价政策会持续铺开至更多省份，但受制于成本分摊机制，后续装机起量后收益摊薄是必然趋势，容量补偿将逐步成为“保底”角色。“136号文”发布实施后新能源全量入市为储能创造丰厚收益，通过电能量市场获得的现货价差收入后续料将成为国内独立储能的最重要收入来源。

储能系统传导涨价是当前左右行业基本面的核心矛盾，国内储能行业或逐渐走出长期通缩局面。

我们认为，把握当前储能行业基本面的核心矛盾是储能系统端价格是否能够传导材料涨价并趋势持续，原因在于涨价本身除了回应国内项目经济性提升、业主预期收益上调外，更能印证国内外储能需求是否超预期、行业景气是否持续。从各家电池厂25H1业绩会交流看，今年以来头部电池厂订单饱满、产能紧缺，部分头部厂家26年储能电池订单已接近排满。根据SMM储能微信公众号消息，25Q2澳洲、东欧等地户储起量率先推动50/100Ah小电芯涨价3-5分/Wh，后进入25Q3后280/314Ah电芯陆续涨价1-2分/Wh，且头部厂家国内储能系统价格近期开始见底回升，长期通缩的国内储能市场有望进入价格拐点。从产业价值分配来看，我们预计电池厂及头部系统集成商将率先获得增量收益，2025年国内储能业务有望逐渐摆脱过去“不赚钱”的局面，盈利进入修复通道。

风险因素：

产业链价格大幅波动；电力市场收益摊薄带来需求减速风险；海内外市场用电需求不及预期；电力市场改革不及预期；相关行业补贴提前退出；海外贸易壁垒进一步抬升。

投资策略：

两部委发布文件明确2027年国内储能装机规模翻倍目标，实质上将此前“市场预测”转变为“政策目标底线”。据此，我们上调2025-2027年国内储能装机预测至140/190/230GWh。欧美需求高景气与产业供给优化，储能系统传导涨价是当前左右行业基本面的核心矛盾，在新能源入市现货价差拉大+容量补偿加码刺激下国内储能行业或逐渐走出长期通缩局面。前期低迷的储能板块受益流动性轮动修复。当前储能行业Wind一致预期2026年PE集中在15-20倍区间，安全边际较高。