我给你简单说说光大证券的观点。他们觉得今年和明年国内装机量是锂电需求的核心问题。主要看大储能在2026年和2027年的规模变化。不过，要想了解具体情况，还得观察三个指标：各地煤电容量电价定多少，各地储能项目清单有多大，还有现货市场的价差变化。这三个指标会直接影响碳酸锂、六氟磷酸锂这类供给紧张行业的投资价值。 现在国内储能行业发展挺健康的，龙头公司肯定受益。这次研报提到，储能投资回归到了最基础的原理上。资本金IRR其实就是赚钱的能力。“114号文”出来后，理顺了储能电站的盈利模型。投资者不光要看容量电价，还得算清楚整个项目的经济效益。地方政府在给容量电价定价的时候也得好好算算账。 这次测算的时候，我们用资本金IRR达到6.5%作为项目有没有价值的分界线。储能电站的IRR受很多因素影响，最关键的是四大指标：第一是容量电价水平，第二是现货市场套利价差和每天充放电次数，第三是EPC成本，第四是使用寿命和循环次数。 煤电容量电价水平取决于三个因素：煤电容量电价多少、最长净负荷高峰持续多久、电力系统需求大不大。假设煤电容量电价是165元/kW·年，高峰持续6小时，供需系数0.9。现货市场套利价差假设是0.35元/kWh，每天充放电一次。EPC成本主要看配储时长和电芯价格。假设配储时长4小时，EPC成本0.9元/Wh。假设储能电站寿命10年不更换设备。 基础场景下，资本金IRR大概是5.5%。煤电容量电价如果是165元/kW·年的时候，现货价差只要达到0.36元/kWh就能满足6.5%的收益率了；要是煤电容量电价涨到330元/kW·年的时候，收益率能到15.4%。 现货市场套利价差是核心指标。如果价差每增加0.01元/kWh，收益率能提高1.4个百分点；每天充放电次数每多0.1次（也就是增加10%），收益率能提高4.4个百分点。 EPC成本这块也很重要。碳酸锂价格不同的话，要达到6.5%的收益率需要不同的套利价差。比如碳酸锂价格12万元/吨时需要0.37元/kWh；20万元/吨时需要0.39元/kWh；24万元/吨时需要0.41元/kWh。 使用寿命这块也有讲究。如果寿命从10年延长到11年，收益率能提高到8.4%；如果延长到15年的话能达到13.3%。 我们拿典型省份算了一下2025年全年现货市场运行的地方：山西、内蒙、山东、甘肃这几个地方的收益率都在6.5%以上。要是看短期数据（现货市场刚运行那会），海南、江西、新疆、辽宁、云南、河北这些地方的收益率也能过6.5%。 重点关注的几个问题有：每个省电力现货市场价差变化情况；2026年各省煤电容量电价怎么定；碳酸锂等原材料价格怎么变。 风险提示：政策达不到预期；电力现货市场建设慢于预期；行业竞争太激烈。