📰 研报摘要
查看全文 ➔摘要： 本次会议邀请行业专家探讨国内储能行业近况，重点分析了2025-2026年的装机预测、独立储能的收益模式、政策影响（如114号文及系统运行费）以及至2030年的长远需求展望。
行业主线：
- 装机规模稳步增长：2025年国内储能装机预计在250-270 GWh，2026年乐观预计可达300-350 GWh。
- 独立储能主导地位确立：独立储能占比已达80%-90%，收入结构由现货套利（主项）、容量电价和调频辅助服务构成，容量租赁逐渐退出历史舞台。
- 长期需求驱动明确：至2030年，受用电负荷增长及煤电退役影响，新型储能将承担350-400 GW的日内调峰需求。
关键变化与分歧：
- 政策与成本痛点：系统运行费上涨是当前最大不确定性，导致西北地区出现项目暂缓或废标，市场预期年底前有望解决。
- 区域收益分化：内蒙、广东收益率较高（可超10%），而甘肃因现货价差收敛导致收益率明显下降。
- 管理模式转变：独立储能进入省级清单制管理，落地确定性提高；同时，取消强制配储后，配储比例降至次要地位。
受益方向与风险：
- 受益方向：能够高效参与现货市场交易的独立储能项目；受益于2025年后新能源装机回升的电芯及系统厂商。
- 核心风险：系统运行费处理方案不及预期；现货价差进一步收窄；部分省份容量电价或项目清单发布延迟。