【JH-11290】储能行业跟踪报告:把握IRR测算,储能项目投资的核心抓手

　　储能投资回归第一性原理：资本金IRR。“114号文”的发布加速了储能电站盈利模型的理顺。对于项目投资运营方而言，除了容量电价外，还需要综合考虑储能电站的经济效益，在此情况下，投资运营方需要对项目的IRR进行审慎评估。对于地方政府而言，容量电价的定价，需要系统评估。下文测算中，以资本金IRR6.5%为衡量项目是否有较好投资价值的分界线。

　　储能电站的IRR影响条件多元，最核心的有四大指标：（1）容量电价水平：主要取决三个因素，煤电容量电价、全年最长净负荷高峰持续时长、电力系统需求，在基础测算中，我们假设，煤电容量电价为165元/kW·年，全年最长净负荷高峰持续时长取6小时，容量供需系数取0.9；（2）现货市场套利价差和每日满充放次数：我们假设每日满充放次数为1，套利价差为0.35元/kWh；（3）储能EPC成本：主要取决于配储时长和电芯价格，我们假设配储时长4h，储能EPC成本为0.9元/Wh。（4）储能电站的寿命年限和循环次数：我们假设储能电站寿命为10年，期间不更换设备。

　　基础场景下，储能电站的资本金IRR为5.5%。

　　（1）容量电价讨论：煤电容量电价为165元/kW·年时，现货市场套利价差达到0.36元/kWh，对应资本金IRR可超6.5%；假设煤电容量电价为330元/kW·年，对应资本金IRR达15.4%；

　　（2）现货市场套利价差和每日满充放次数讨论：现货市场套利价差是影响储能IRR的核心指标，若现货价差提升0.01元/kWh，项目IRR提升1.4pct。每日满充放电次数对储能项目IRR影响极大，若次数提升0.1，对应项目IRR提升4.4pct。

　　（3）储能EPC成本讨论：当碳酸锂价格为12/20/24万元/吨的情况下，在其他条件不变的情况下，现货市场套利价差需达到0.37/0.39/0.41元/kWh，才可满足6.5%的收益目标。或者碳酸锂价格每上涨10万元/吨，对应火电容量电价需要上涨约50~60元/kW·年可有效对冲。

　　（4）储能电站的寿命年限和循环次数：若寿命提升到11年，资本金IRR将提升2.9pct达到8.4%；若寿命提升到15年，资本金IRR将提升到13.3%。

　　我们对典型省份进行测算，在2025年全年现货市场持续运行的地区中，山西、内蒙、山东、甘肃的资本金IRR在6.5%以上。若按照现货市场运行以来的短期数据测算，海南、江西、新疆、辽宁、云南、河北等地区的IRR也高于6.5%。需要重点关注：各省电力现货市场价差情况的月度变化，各省2026年煤电容量电价的定价，以及碳酸锂等原材料价格的变动情况。

　　投资建议：（1）国内大储2026/2027年的装机量目前是整个锂电需求研判中的最核心变量，对于2026/2027年因为经济性驱动的装机情况，还需持续观察三个指标：各地区的煤电容量电价定价；各地区的储能项目清单规模；以及现货市场的价差变化情况。这很大程度上影响着碳酸锂、六氟磷酸锂等供给偏紧行业的投资价值。（2）国内储能行业迈入健康发展轨道，在此情况下，龙头公司受益，重点关注宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、海博思创。

　　风险提示：政策不及预期风险；电力现货市场建设不及预期风险；行业竞争加剧风险。