近期独立储能需求爆发论证了中国储能行业增长转变为经济性驱动，本轮需求可以持续的底层逻辑在于容量电价机制逐步完善+潜在调峰潜力大+现货市场/辅助服务市场的放开按梯度进行。
　　（1）根据CNESA数据，2025年上半年，我国新增投运新型储能项目装机规模23.03GW/56.12GWH，同比+68%，我们测算我国存量新能源装机配储比例仅4%左右，潜在配储空间极大，参考美国（PPA+容量市场+辅助服务市场高度发达）新能源配储比例达到40-50%；
　　（2）取消强制配储后内蒙古等省份引入容量补偿机制，蒙西/新疆/河北/陕西IRR较高，目前收益率比较好的省份主要是第一批现货市场成熟的省份，伴随现货市场开放，各省份独立储能装机潜力阶段性释放，独立储能装机大幅增长，我们测算2025/2026/2027年国内新增储能装机分别为150.9 /204.4 /287.0GWH，分别同比+40.4% / 36.8%/ 40.0%，大型储能行业维持高增速，当前仍处于新周期起点。
　　（3）我国电力系统调峰资源稀缺，在确保电力系统不存在调峰缺口背景下，我们测算2030年我国累计电化学储能装机需达到TWH级别，2025-2030CAGR达到30%+。电力系统的总体调峰需求取决于负荷峰谷价差+风电为核心的不稳定出力+系统应急情况下旋转备用等，调峰资源包括：煤电低负荷调峰、水电低负荷调峰和启停调峰、燃气低负荷调峰、煤电深度调峰(50%Pn以下的出力调整)、煤电启停调峰、抽水蓄能、需求侧响应、电化学储能等。
　　（4）储能行业底层逻辑从量驱动切换为IRR驱动，储能系统本身性能更为重要，行业有望改变恶性竞争的局面，量价回升。此前强制配储阶段，储能市场核心在于“量”，储能只是为了满足政策硬性的配储时长要求，实际的应用小时数较低。电力市场化交易后，储能系统的衰减/充放电深度/调频能力直接关系到业主的经济性，储能市场转化为市场驱动后，价格有望迎来恢复，根据CNESA统计，独立储能均价略高于可再生能源储能中标均价。
　　海外市场爆发进行时。（1）美国市场2025年底之前开工项目不受补贴退坡以及OBBB新条款影响，因此2025年美国大储业主积极开工&抢装，预计美国2025年大储装机有望达到50-60GWH，同比+35%；（2）中东2025年合计落标项目预计达到22-23GWH，中东业主注重厂商品牌效应，格局集中；（3）欧洲市场延续爆发趋势，根据Solarpower europe测算，2024/ 2025E/ 2026E欧洲储能新增装机分别为29.7/ 41.9/68.0GWH，同比+ 35.6%/ 41.1%/ 62.3%。
　　风险提示：需求/价格风险；行业测算假设&盈利&估值不及预期风险