储能产业政策、收益来源与需求分析

强制配储与独立储能在收入结构与经济性方面差异显著。

1.国内储能政策从强制配储向独立储能转变

阶段一（2017–2025年初）：政策驱动下“强制配储”。17年青海率先提出新建风电项目按装机规模10%配置储能，拉开 国内强制配储的序幕。此后全国20余省区市陆续跟进，普遍要求新能源项目按照15–20%功率配比、2小时时长建设储能， 部分地区上调至30%。储能建设由行政命令推动，电站被动承担成本，储能利用率偏低。

阶段二（2025年5月至今）：强制配储正式退出。25年2月，136号文明确提出：“不得将配置储能作为新建新能源项目核 准、并网、上网等的前置条件。”内蒙古、河北、甘肃、宁夏等地陆续试点容量电价补偿机制，以“容量租赁”或“容量 电价”的形式给予独立储能稳定现金流，推动储能逐步脱离对新能源项目的绑定，实现市场化独立发展。

阶段三（未来展望）：电力市场化改革落地。25年9月，国家发改委、能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案 （2025–2027年）》，提出到2027年，新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元，市场机制、商 业模式、标准体系基本健全。

储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益

强制配储与独立储能在收入结构与经济性方面差异显著。强制配储收入依赖于提高新能源消纳、减少弃风 弃光及有限的辅助服务补偿。但由于储能规模较小、配置分散、响应质量有限，电网侧实际调用频次低， 导致配储的经济回报较弱，整体上难以覆盖新增投资成本。

独立储能作为独立主体接入电力市场，具备多元化的收益来源：部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系， 提供稳定现金流；可通过现货市场及峰谷价差实现套利；还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量 回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元，经济性更优，有望受益于电力市场化改革。

电力市场化改革加速，保障储能远期收益

现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行。继山西、广东于23年底正式运行后，山东、甘肃现货市场 于24年6月和9月转正，蒙西现货市场于25年2月转正。湖北、浙江、安徽、陕西24年内转为连续结算试运行。辽 宁、河北南网24年11月实现为期一月的长周期结算试运行，于25年3月启动连续结算试运行，推进速度加快。湖 北、浙江可能在25年底前转正，安徽、陕西、辽宁、河北南网大概率在25年维持。福建、江苏、湖南、宁夏等有 望转为连续结算试运行。

电力市场化改革将改变储能项目收益模型，驱动IRR抬升。136号文后，储能从政策驱动转向市场驱动，现货市场 套利成为核心增量，全国统一电力市场建设推动跨省区现货交易加快。若电力现货交易价差超过0.5元/kwh，独立 储能收益率在无容量电价补贴情况，IRR也可达到6%+。

2.上修国内储能需求预测，且持续性超预期

装机：国内储能需求2022年爆发，持续高增长

新型储能方面，22-24年装机15.3/46.6/109.8GWh，同比+212%/205%/136%，25H1延续增势，装机 56.12GWh，同比+68%。23年国内大储装机量45.2GWh，24年大储装机量101.9GWh，同比+125.4%。 配储时长方面，23-25H1分别为2.17/2.51/2.44小时。

招标：需求强劲，支撑26年高增

储能建设未完全落地，后续装机兑现空间充足。25年H1，EPC中标容量约80GWh，25年1-8月累计并网装 机容量51.3GWh，中标容量大于并网装机容量，表明当前储能建设未完全落地，订单高景气为未来装机增 量奠定基础，下半年储能并网规模有望快速释放。

强制配储取消，需求依旧强劲。25年以来储能EPC招标延续高景气，25年1-8月国内储能EPC招标 116GWh，同比增约40% ，近2月EPC招标均维持20GWh以上，我们预计全年EPC招标量有望超过 200GWh。

分省份招标：新疆、内蒙古领跑全国市场

25H1 储能采招高增 ， 新 疆 、 内 蒙 古 领 跑 全 国 市 场 。 25H1 国 内 储 能 采 招 总 规 模 179.1GWh ， 对 应 42.4GW/171.1GWh储能系统需求，同增150%。分地区看，新疆、内蒙古、山东、河北、江苏储能采招需求位居 前五。新疆和内蒙古25H1储能采招需求达22.2GWh和13.8GWh，系两省多个GWh级大型独立储能项目完成采招。 江苏、安徽、重庆等地百MWh级用户侧储能采招项目频现，包括针对有色金属、化工、钢铁等场景的大型单体项 目，以及围绕产业园区一体化布局开发的区域性项目，用户侧储能项目的最大采招规模达到600MWh。