2025年电力设备行业光储平价系列专题报告：转轨与重生，国内电改重估储能价值

一、136 号文推动储能向市场驱动转型，盈利模式持续 优化

（一）136 号文开启储能新篇章，大储由强配向市场驱动转变

始于强制配储，136号文开启市场化驱动新篇章。复盘国内新型储能行业发展历 程： 政策驱动期（2020-2024年）：2020年以来新能源装机规模快速发展，电网消纳 压力逐步显现，新型储能作为平抑新能源出力波动、补充电力系统灵活性资源的重 要手段之一，重要性逐步提升。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加 快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能建设规模达到30GW。 随后，各地相继出台新能源并网需强制配套10%-20%、2h储能的要求，行业高景气 态势初显。2023年7月，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建 新型电力系统的指导意见》，储能应用场景、商业模式、盈利机制逐步明晰。根据国 家能源局数据，2022-2024年新增新型储能装机16.8/48.6/109.8GWh，连续三年增 速超100%，储能行业已呈现规模化发展。

市场驱动期（2025年以后）：强制配储虽带动新型储能装机规模的快速增长， 但新型储能利用率较低、盈利能力较差等问题日益凸显，2025年2月国家发展改革委 和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的 通知》（发改价格〔2025〕136号，下文简称“136号文”），明确指出不得将配置 储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着强制配储时代落幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随着136号文推动新 能源全电量参与市场，新能源消纳压力逐步向新能源运营商自身转变，此外现货市 场快速推进带动负电价频率提高、时段拉长，新型储能作为支撑新能源消纳与电网 灵活性资源的刚需仍在，市场驱动的电网侧储能有望保持快速增长。

136号文关键在于推动新能源全电量入市并构建可持续发展价格结算机制，短 期看，新能源全电量入市，其所需要承担的消纳成本将通过电力市场全面显现，新 能源强制配储政策取消成为必然，短期内或导致储能需求阶段性下降。长期看，新能源全量入市进一步拉大现货峰谷价差，为调节性资源提供更多效益空间，一方面 增大独立储能需求，另一方面对储能运行提出更高要求，树立高性能护城河。 136号文推动新型储能从强配到市场化收益转型。136号文推动储能产业由政策 驱动转向市场驱动，我们认为136号文推动储能产业三重变革，①储能价值模式改变， 强制配储退出后，过去依赖补贴和行政指令的商业模式或终结，储能需要通过电力 现货市场、辅助服务市场、容量补偿等市场化交易实现盈利。未来储能电站有望跳 出唯成本中标的模式，更加考验储能系统全生命周期收益能力。②投资方或更为谨 慎，面对全面市场化、充分竞争的电力市场，新能源项目投资方对配储经济性的评 估或更为谨慎。③企业必须通过技术优势、商业模式创新和成本控制提升自身竞争 力，倒逼储能企业从“低价竞标”转向“价值创造”，对储能系统的独立市场化交易 提出更高要求。

（二）盈利模式优化，电能量市场与辅助服务市场共同促进独立储能发展

源网侧储能已形成以容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务交易为主的 商业模式，136号文后电能量市场重要性提升、容量租赁模式或调整。2023年以来 关于电力市场、容量补偿、容量租赁的政策密集出台，促进独立储能盈利模式拓宽， 市场化进程进一步加快。根据EESA数据，以广东为例，2024年容量租赁仍占据收益 的主要比例，现货市场收益仅占比11.4%，136号文取消强制配储要求，预计后续容 量租赁市场商业模式或迎来调整。2025年4月国家发改委发文要求加快现货市场建 设，根据兰木达电力现货统计，2024年山东、甘肃、蒙西、山西现货市场峰谷差率 超过50%，分别达到72.4%、69.0%、61.9%、58.8%，预计随着新能源全面入市， 现货市场峰谷价差率有望持续拉大，电能量市场在储能收益模式中的重要性逐步提 升，叠加辅助服务费用逐步向终端用户传导，独立储能经济性逐步好转。

现货市场建设提速，新疆、宁夏、青海、江西等仅结算试运行省份独立储能商 业模式有望优化。2025年4月国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于 全面加快电力现货市场建设工作的通知》提出，全面加快电力现货市场建设，2025 年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场 发现价格、调节供需的关键作用。截至2025年6月10日，已有山西、山东、广东、甘 肃、蒙西、湖北6省（电力区域）现货市场转正式运行，安徽、陕西力争6月底前转 入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行，其余省份25年底前启动连续结算试运 行，对于新疆、宁夏、青海、江西等现货市场仅结算试运行省份，现货市场建设加快 亦有助于新型储能向获取市场化收益转型。

利用次数提升优化独立储能盈利能力。2024年3月国家能源局发布《2024年能 源工作指导意见》中提出强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施；同月，国 家能源局再发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，进一步保障新型储能 利用率。根据中电联统计数据，2024年电化学储能利用率明显提升，年均利用小时 数由2023年的611h提升至2024年的911h，同比+49%；平均等效充放电次数（统计 期间实际充放电量与2倍额定能量比值）由162次提升至211次（相当于1.7天完成一 次完整的充放电），同比+36%。整体利用率方面：火储联调>工商业配储>独立储能> 新能源配储，新型储能利用率持续提升。

未来新型储能发展将以独立储能为主要形态。2023年9月国家发改委等部委发 布《电力现货市场基本规则（试行）》、11月《关于进一步加快电力现货市场建设 工作的通知》发布，现货市场建设步入加速期。现货市场建设完善储能商业模式，促 进独立储能发展，根据中电联统计的全国电力安全生产委员会20家成员企业数据， 2024年储能新增37.1GW，其中独立储能23.1GW，同比增长148.4%，新能源配储 13.2GW，同比增长60.3%，独立储能占比达到62.3%，同比增长10.9pct，独立储能 发展提速。

（三）市场空间：市场化推动 25 年需求向上，各省政策明朗后有望恢复 高增

136号文短期影响装机需求，预计2025年储能新增同比小幅增长。根据国家能 源局数据，2024年国内光伏新增277.2GW，其中集中式光伏新增159.4GW。根据 CNESA数据，2024年国内储能新增装机43.7GW/109.8GWh，其中大储新增40.9GW/102.7GWh，测算2024年集中式光伏对应功率配比25.7%、配储时长2.5h， 配储功率与配储时长较2023年均大幅提升。尽管136号文取消强制配储要求，但光伏 新增装机加剧电网消纳压力，推行全电量入市与市场化竞价将拉低机制电价，现货 市场峰谷价差进一步拉大，储能作为灵活性资源仍具备刚性需求。我们假设2025- 2027年光伏新增250/262/288GW，同比-10%/+5%/+10%，集中式光伏占比55%，储 能功率配比提升至32%/35%/40%，配储时长逐步提升至2.6/2.7/2.8h，对应大储新增 需求达114/136/178GWh。考虑工商储新增装机后，预计2025-2027年国内储能需求 达123/146/190GWh，同比+11.7%/19.5%/30.0%。

二、省级配套政策相继出台，把握区域化发展机遇

（一）不同省份基于客观条件储能发展存在差异

储能新增装机主要集中于新能源占比较高与电力现货市场推进较快省份。根据 中电联数据，2024年新增装机前10名的省份为新疆、内蒙古、江苏、山东、河北、 浙江、宁夏、广西、广东、河南，CR 4的功率与容量占比分别达55.4%/60.3%，其 中内蒙古、山东、浙江、广东为现货市场第一批试点省份，目前现货市场已转正式运 行或长周期试运行，江苏、安徽为现货市场第二批试点省份，可见完善的现货市场 机制对新型储能商业模式完善起重要支撑。

部分用电大省如四川、福建等因电源结构差异，储能建设相对滞后。根据国家 统计局披露的规模以上工业法人单位发电量数据，2024年发电量超3000亿千瓦时的 省份有内蒙古、广东、江苏、山东、新疆、四川、浙江、山西、云南、河北、安徽、 河南、福建、湖北、陕西共15省，其中水电占比较高省份有四川（75.5%）、云南 （71.2%）、湖北（38.2%），核电占比较高省份有福建（24.9%）、广东（18.0%）、 浙江（18.3%）。四川低价水电充沛、福建核电占比较高，光储规模仍受经济性影响 仍较小。海南、西藏尽管光伏发电量占比超7%，但总发电量较小，储能发展规模及 潜力有限。而光伏发电量占比较高的省份如青海（27.8%）、宁夏（17.7%）、甘肃 （11.5%）、河北（7.8%）、新疆（7.2%），储能建设均相对积极。

（二）省级 136 号文细则陆续出台，行业预期走向明朗

136号文虽明确后续新能源上网电价机制，但具体细则仍由省级相关部门制定， 故省级136号文细则对本省新能源发展具备较强指导意义，目前山东、广东、内蒙古 已出台相关细则，主要从机制电量、机制电价、执行期限等方面做出详细说明，对判 断后续其他省份政策制定思路具备一定借鉴意义。 存量项目盈利保障延续，收益预期相对明确。①机制电量：山东提出参考省外 新能源非市场化率并适度优化、广东明确申报比例上限不高于90%、蒙东提出带补 贴的集中式风、光机制电量比例分别为35%、43%，山东、广东机制电量保障力度 高于蒙东。②机制电价：山东0.3949元/kWh、蒙东0.3035元/kWh，均为燃煤基准价， 广东暂未明确具体金额，但预计机制电价有较高保障。③执行期限：山东提出存量 项目按全生命周期合理利用小时数剩余小时数执行、蒙东明确为全生命周期合理利 用小时数剩余小时数或项目投产满20年，广东未提及，但整体存量项目执行期限与 原有政策一致。 增量项目未来盈利能力或存在分化。①机制电量：山东、广东明确机制电量申 报上限分别为80%、90%，蒙东暂不安排新增项目纳入。②机制电价：根据山东方 案，首次竞价不高于上年度结算均价（2024年常规交易风电价格为0.357元/kWh、光伏为0.346元/kWh，较燃煤基准价分别折价10%、12%）；竞价下限参考先进电站造 价水平（仅包含固定成本）折算度电成本确定。③执行期限：山东参照同类项目回收 初始投资的平均期限确定；广东明确海风项目为14年、其他新能源项目12年。综上， 我们判断较高的新能源机制电量比例代表本省更强的新能源消纳能力与新能源发展 诉求，预计新能源消纳能力更强省份有望将设置更高的机制电量比例。机制电价方 面，成本领先的企业在前期竞价过程中可利用成本优势纳入机制电量，在后续项目 运营阶段赚取自身成本与行业平均成本差异带来的超额收益。

山东、广东、内蒙古作为现货市场推进积极与新能源发展规模较大省份，其政 策制定对全国其他省份有较强借鉴意义。山东、广东作为第一批现货市场试点省份， 目前现货市场均已转为正式运行，其政策经验对全国其他省份具备较强借鉴意义。 我们认为，后续其他省份有望在机制电价、机制电量、执行期限等方面，因地制宜地 制定符合当地新能源发展政策，行业预期有望逐步走向明朗。

（三）储能配套政策加码，多省区仍具备发展机遇

针对储能支持配套政策加速出台，容量补偿政策延续稳定储能预期。如前所述， 源网侧储能主要以容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务交易为主，前期容量 租赁占据较大比例，136号文取消强制配储后预计容量租赁向容量补偿转变，内蒙、 甘肃、新疆、山东、河北等地储能配套政策延续稳定储能预期，如甘肃电网侧独立储 能按其额定容量参与调峰容量市场，补偿上限300元/MW·日；新疆2025年独立储能 补偿标准0.128元/kWh，容量补偿政策延续稳定储能预期。 以内蒙古为例，136号文细则明确新增项目暂不安排纳入机制电量，即全电量参 与现货市场，光伏收益率不确定性增加。但另一方面，其25年3月发布的《关于加快 新型储能建设的通知》明确，对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能 电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准0.35元/kWh，补偿期限10年，为全国 补偿标准最高、补偿时间最长的区域。以全年250次等效充放电次数、充放电效率90% 测算，10年补偿可达787.5元/kWh，几乎可以覆盖全部初始投资成本，较高的容量 补偿叠加可观的电力现货价差，大幅保障储能项目盈利能力。此外，从补偿分摊机 制看，独立储能电站补偿费用以月度为周期在发电机组间根据装机容量分摊，即支 付主体仍由发电企业承担，从补偿机制与分摊模式方面极大鼓励独立储能发展。根 据内蒙古自治区能源局发布的25年第一批独立新型储能建设项目清单，项目装机总 容量4.75GW/19.7GWh，而内蒙古24年两批次合计仅3.0/12.0GWh，从136号文细则、 储能补偿机制、项目招标规模看25年内蒙古储能均有较大机遇。

多省独立储能政策完善，136号文后仍有较大机遇。从省份来看，独立储能主要 分布在山东、广东、江苏、湖南、甘肃、宁夏、内蒙古等省份，以山东为例，独立储 能通过电能量价差、容量补偿、容量租赁等多种获利模式，山东省储能电站参与电 力现货市场交易已进入常态化，136号文要求新增项目竞价上网有望加速独立储能发 展。河北发布关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知，规定独立储能 依全容量并网时间先后通过竞争的方式确定享受容量电价激励机制的独立储能电站， 2月发布《河北省2025年拟安排独立储能项目情况公示》，装机容量6.4GW/20.9GWh， 预计河北储能装机迎来增长。其他省份如四川、江西提出建立健全“电力中长期+现 货+辅助服务”的完整市场体系，支持独立储能参与现货市场和电力中长期市场， 2025年亦有较大规模建设目标。综上，我们认为136号文的出台将加速推动储能市 场化转型，尽管当前多数省份仍处政策真空期，但部分省份相关政策已表明，储能 作为支撑消纳的灵活性资源仍为后续重要建设方向。

重点市场筛选：光伏发电量占比较高、现货市场峰谷差率较大、政策支持机制 完善省份仍具备机遇。考虑到储能发展需要有消纳压力与市场机制支持，我们以光 伏发电量占比与新增发电量中光伏发电量占比为依据，对各省新能源所处状态进行 划分，结合各省电价水平、电力现货市场完善程度判断后续具备储能发展潜力的省 份。图9中横轴为2024年各省光伏发电量占比、纵轴为各省燃煤标杆电价、气泡大小 代表2024年各省发电量绝对值大小；图10中横轴为2024年各省光伏发电量增量占整 体发电量增量比例、纵轴为各省燃煤标杆电价、气泡大小代表2024年各省发电量增 量绝对值大小，考虑到山东作为国内新型储能发展较为积极的省份，参考山东约4% 的光伏发电量占比与0.4元/kWh的燃煤标杆电价确定坐标轴，第一象限代表光伏发电 量占比高、燃煤标杆电价高的区域，后续随着现货市场完善具备更高储能发展潜力。 基于上述判断，我们首先将各省储能发展潜力划分为四类： 第一类：光伏发电量占比高、燃煤标杆电价较高。包括湖南、湖北、浙江、广 西、海南等，此类省份仍具备储能发展基础条件。 第二类：光伏发电量占比高、燃煤标杆电价较低。包括内蒙古、新疆、青海、宁 夏、甘肃、安徽、江苏、河北、陕西、山西、黑龙江、吉林、辽宁等，此类省份需配 合后续现货市场价差扩大以储能提升经济性，具备较大发展潜力。 第三类：光伏发电量占比低、燃煤标杆电价较高。包括广东、四川、重庆等。 第四类：光伏发电量占比较低、燃煤标杆电价较低。包括福建、河南等。对于 后两类省份多具备部分特殊情况，如福建核电占比较高、川渝水电占比较高，光伏 对整体消纳影响有限，储能建设亦相对滞后。

健全的电力市场与完善的支持机制对储能发展起重要作用，基于上述分类，结 合电力市场健全程度与支持机制，我们对具备储能发展潜力的省份进行调整分类： 第一类：市场机制完善、消纳压力较大省份，如内蒙古、山东、山西、河北、甘 肃等，此类省份基于完善的商业模式，新能源全电量参与现货市场后有望进一步拉 大峰谷价差，激发储能需求潜力。 第二类：市场机制待完善、消纳压力较大省份，如江苏、江西、新疆、青海等， 消纳压力或推动政策加速完善，支撑储能需求。 第三类：市场机制待完善、消纳压力较轻省份，但储能支持力度较大，仍具备 一定发展机遇，如四川、云南等。 基于上述分类，我们认为针对第一类省份后续重点关注现有政策的持续性与现 货市场峰谷价差情况；针对第二类、第三类省份后续关注点应集中于市场机制的完 善与支持政策的出台，有望带动超预期需求。

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