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本期文章： 『研报』储能板块培训：电力交易取代政策配储，26年全球储能超预期
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以下正文：
一、国内储能：市场化发展新阶段
政策转向：136号文取消强制配储，推动市场定价与多元主体参与。核心改革包括：1）新能源上网电价全面市场化；2）建立机制电价支持可持续发展；3）区分存量与增量项目；4）不得将配储作为新建项目核准前置条件。
收益模式：未来以“市场化交易+容量电价+辅助服务”为主，测算资本金IRR高于6%。甘肃、宁夏等省份的独立储能项目IRR可达10.96%-13.7%和5.5%-7.6%，经济性显著提升。
2026展望：预计装机增速20%-30%，容量电价或全国推广。内蒙退坡、容量电价推广是两大关注点，但其IRR远高于其他省份，补贴仍是强力支撑。
二、海外大储：高景气持续，新周期开启
美国：大储增长显著（25年新增47GWh，+40%），AIDC配储潜力巨大（26-30年需求约200GWh）。政策（如关税变化）是关键驱动因素。
欧洲：24年开始爆发，25年新增14.9GWh，占比55%，德国为最大市场。东欧市场有望起量，26年乌克兰等国或成亮点。
中东：长期目标远大（2030年130GW），但受战争影响短期停滞。中国企业主导供应，25年订单达18.6GWh。
新兴区域：日本、澳洲、东南亚、印度等市场潜力巨大，其中澳洲补贴政策刺激明显，25年需求预计达5.1GWh。
三、储能系统格局改善：从强配到市场化
竞争格局：2024年，中车株洲所、海博思创、中车株洲所、阳光电源位列集采前三。2025年上半年，集采规模达61.3GWh，头部企业优势明显。
全球市场：中国企业在22个储能集成商中占14家，全球市场份额63%。特斯拉以15%份额排名第一，阳光电源以14%排名第二。
业务结构：系统集成商地位提升，设备商向系统集成商转型。2025年，海博思创等系统设备商已进入储能业主前五。
四、风险提示
电力交易价格波动：初期现货价差可至0.5元/kWh，但后续将逐渐降低，存在价差收敛风险。
海外贸易政策风险：出口面临政策多变风险。
系统安全性风险：高能量密度锂电池堆叠产品仍存在火灾等安全风险。
以下无正文。
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