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这份研报主要讲了什么内容？
这份研报主要分析了国内大储市场的概况、政策流程、收益率、现货价差逻辑、容量电价和辅助服务收益等方面。报告指出上半年国内大储系统级招标约338.2GWh，实际装机同比下降，主要受去年抢装、原材料涨价及备案指标调整影响。全年装机指引约250GWh，低于市场预期。报告还分析了内蒙、冀北、海南等省份的高收益率情况，以及甘肃的政策调整风险。此外，报告提到容量电价约165元/千瓦·年，预计今年底至明年中所有省份均将出台该政策。辅助服务收益短期低于现货价差，但长期潜力大。
国内大储行业未来发展趋势如何？
国内大储行业未来发展趋势看好。报告预计明年国内大储装机达330-350GWh，冀北、海南等将在下半年下放指标。容量电价预计今年底至明年中所有省份均将出台，占项目收益约10%。辅助服务收益长期潜力大，预计2030年与现货价差各占储能收益约一半。系统运行费未来机制电价逐年下降，储能容量电价压力减小。发电侧储能项目将主动配储提升收益。绿电直连商业化落地节奏快，占比将逐步提升。
研报重点分析了哪些省份的储能市场？
研报重点分析了内蒙、冀北、海南、山西、广东、甘肃等省份的储能市场。内蒙因补贴政策好，资本金收益率15%-20%。冀北无现货，但通过中长期套利、调频和容量补偿，资本金收益率12%+。海南夜间电价高，资本金收益率11%-12%。山西/广东调频收入高，资本金收益率11%-12%+。甘肃因容量电价占比近40%，政策调整风险高需谨慎。
当前国内大储市场现状如何？
当前国内大储市场现状是装机同比下降，主要受去年抢装、原材料涨价及备案指标调整影响。上半年国内大储系统级招标约338.2GWh，EPC总包招标约189.43GWh。全年装机指引约250GWh，低于市场预期。独立储能申报流程趋严，需先取得电网接入、土地许可才能办理发改委备案。各地严控容量电价池子，项目落地转化率提升。
研报提示了哪些投资风险？
研报提示了甘肃容量电价占比近40%，存在政策调整风险。绿电直联当前需缴纳输配电费用，若后续政策未减免将影响其经济性，电网存在降价空间可能冲击绿电直联的竞争力。电池价格短期受碳酸锂供给偏紧影响波动，钠电长期将抢占电池市场。PCS短期因构网型储能需求增加成本上升，虽PCS占储能系统比例小，但仍需关注。