国内大储市场化需求开始涌现，看好长期发展
　　自“136号文”取消强制配储后，市场对于国内储能531抢装后的需求较为悲观，而实际6月装机以及6-7月份的招标数据，都好于此前预期，我们认为主要系配套政策出台，特别是地方配套政策带来独立储能目经济性提升，市场化需求涌现，同时，前期规划的存量项目落地或存在滞后性。我们认为短期地方支持政策是重要驱动因素，长期电力市场化下，国内储能的盈利模式有望更加清晰，需求也将更加市场化。我们看好国内大储需求持续增长并迈向高质量发展，推荐集成环节阳光电源、PCS环节上能电气、电池环节宁德时代、亿纬锂能、欣旺达。
　　各省配套支持政策逐步落地，部分地区独立储能项目具备经济性136号文出台后，各省相继推出配套支持政策，推动储能发展：
　　1）容量电价/容量补偿：25年7月，甘肃发改委发布政策明确将新型储能纳入容量电价机制，我们测算100MW/200MWh储能电站可新增1100万元/年的容量电价收入，大幅提升储能项目经济性。我们认为后续其他省份也将陆续推出容量电价政策，且政策具备持续性，主要系新能源入市带动发电侧成本下行，为容量电价传导成本提供空间，且各省容量资源目前仍较为紧缺。
　　2）现货市场：25年4月，发改委与国家能源局明确25年底前基本实现电力现货市场全覆盖，25年各省加快了电力现货市场的建设速度。长期来看，各省现货市场推进+新能源占比提升+报价上下限拉大有望拉大套利空间，推动储能发展。
　　3）绿电直连：25年5月650号文明确绿电直连相关政策，25年7月起各省陆续承接650号文出台配套政策，随着海外对于国内出口产品碳足迹要求的提升，绿电直连项目的需求有望快速增长，为储能需要创造新增长极。基于以上政策，我们测算典型地区储能项目已具备经济性：蒙西独立储能项目IRR达16.3%，高容量电价+高现货峰谷价差使得其成为项目经济性的标杆；在不考虑容量租赁收益下，我们测算山东独立储能IRR也可达6.7%，随着后续容量电价推出+现货市场价差拉大，山东储能IRR仍有提升空间。
　　部分存量项目并网或存滞后性，增量项目市场化需求已然涌现
　　2025年1-5月，国内新增招标项目合计153.1GWh，但是即使5月抢装，1-5月合计并网量仅47.6GWh，国内储能项目从规划、招标到并网整个周期需要至少3-6个月不等的时间，因而存量招标项目并网存在滞后性，阶段性支撑Q3装机。增量项目看，6月/7月国内储能招标规模达23.5/25.8GWh，连续两个月环比提升，且独立储能占主导地位，除了以往的五大六小发电集团，投资方也加入了更多多元化的社会资本，表明市场化需求已然涌现。长期而言，随着电力市场化推进，储能的盈利模式或将逐步清晰化，向成熟市场迈进。
　　风险提示：市场竞争加剧、上游原材料价格上涨、配套政策落地力度不及预期。