2026年储能行业投资策略：独储迎来商业化关键节点，规模化发展β或已现

1. 需求：新能源渗透率走高 调节资源重要性持续提升

双碳目标下高比例新能源电力系统需要调节资源支撑

截至2025年10月，我国风电、光伏装机容量分别达到5.9亿 千瓦、11.4亿千瓦，占全国发电装机37.5亿千瓦的约15.7% 和30.4%，合计46.1%。 相较于传统电源，风光发电具有电能量替代效应，但是缺乏 容量替代效应；其出力特点限制了其并网能力及消纳规模。 与常规机组不同，风电、光伏等效转动惯量很小、一次频 率能力不足。在高比例新能源电力系统中，当大功率新能 源出力缺失或接入时，易造成电网频率/电压波动，降低供 电可靠性；往往导致电网调节能力下降、抗扰动能力不足 等问题。 新能源小发/大发时常出现，受同时率过高、供需空间错配 问题影响，可能导致电力供应不足和消纳问题交替出现。 在双碳目标下，为确保电网安全稳定、电力保供、扩大新能 源消纳空间，新型电力系统需具备充裕的灵活性调节资源。

新型储能是优质的调节电源 部署周期短且成本快速下降

电力系统平稳运行的一个基本条件是系统调节能力必须大于负荷的变化。按照灵活性调节能力不小于相应灵活性需求的原则，在不考虑跨区域 互济和需求侧响应等调节能力的情况下，可以用净负荷曲线（ “负荷-风光发电能力”）粗略判断火电、抽蓄、储能等调节电源建设需求总量。  以电化学储能为代表的新型储能具备多重优势，其时空功率特性可将电力生产与消纳进行解耦。在不同的调节电源中，1）电化学储能具备可控 性高、响应速度快、能量密度大、转换效率高、建设周期短等优势，近年来成本下降明显。2）水电和抽蓄受限于地理及水利资源限制，存在发 展上限。3）煤电调节受限于调节范围和调节速率的限制，或将逐步难以适应波动性越来越强的新型电力系统，以煤电进行灵活性调节的利用量 有望先增后降。

2. 国内：现货+容量机制加速完善 价值驱动时代或已来

国内储能迎来商业模式关键节点：现货市场+容量电价/补偿机制加快推进

储能项目盈利需要成熟的电力市场，对储能提供的价值合理定价。调 峰价值需通过现货市场套利实现，调频价值需通过辅助服务市场实现， 容量价值则需要容量补偿/容量电价机制实现。

过去我国电力系统平衡需要与电力市场机制建设节奏不匹配，导致储 能项目投资更多由强配政策驱动。例如，2021年起多个省份出台配 储政策，多数地区要求配储比例10%~20%、储能时长不低于2h。然 而，在以容量租赁作为主要收入来源、且缺乏现货市场峰谷价差套利 条件的情况下，储能电站普遍存在调用次数低、利用率不足的现象。

市场机制的成熟、储能投资成本的下降都需要时间，为了驱动储能项 目的自然投资，或须提升储能项目的可融资性。

随着136号文取消强配，政策层面以现货市场和辅助服务市场建设等 方式不断完善储能项目收益率模型，行业有望从“政策驱动”步入到 “价值驱动”的新阶段。

容量电价：地方政府先行探索 国家层面释放改革信号

2022年起，多地探索放电量补偿、容量电价机制，部分地区已显现较强激励效果。山东最早于2022年8月出台针对独立储能的放电量补偿政 策，此后新疆、浙江、广东相继出台容量补偿；2025年以来河北、内蒙古、山西、宁夏、甘肃、辽宁、黑龙江出台容量补偿或容量电价方案。

案例研究：容量补偿出台后 蒙西市场独立储能或具备可观收益率

蒙西电网侧独立储能盈利模式为“容量补偿+现货市场” ，当前项目 全投资IRR有望达到约10%，资本金IRR 有望达到约20%。 造价及融资假设：项目为100MW/400MWh电站，造价假设为 0.85元/Wh；第11年更换电芯，更换成本0.3元/Wh。贷款比例 80%，贷款利率3.5%。收益：1）容量补偿：根据《内蒙古自治区能源局关于规范独 立新型储能电站管理有关事宜的通知》内能源电力字【2025】 656号，2026年并网的项目按放电量补偿上限0.28元/千瓦时， 假设补偿期10年、第11年及之后无补偿。2）现货套利：假设 充放电价差0.20元/kWh。3）调频收益：保守起见假设暂无调 频收益。放电量假设：假设放电深度95%、效率85%、电池年衰减2%， 年均等效循环300*1.5=450次。 可观收益率有效带动装机量增长：2025年上半年，内蒙古新开工新 型储能项目1480万千瓦，提前完成年度目标；新建成储能规模70万 千瓦，总规模达到1102万千瓦，同比增长112%。

3. 海外：市场机制愈发完善 增量景气市场或继续增加

美国：大储装机保持高增 数据中心新场景需求释放

大储装机保持高增，未来5年内已纳入规划大储装机达到2025年底装机1.3倍以上。根据美国能源信息署EIA，2024年及以前投运在运的大储装机 约27.37 GW。2025年1-10月，美国新增投运大储装机达11.63 GW，较2024年底装机增长42.5%；根据EIA发布的规划装机数据，美国2025全 年大储新增装机将达到17.95 GW，同比+65.6%。规划来看，美国2026-2031年当前已纳入规划的大储装机达到60.3 GW，是2025年底预计装机 的1.33倍。在不考虑更多项目被纳入规划及老旧机组退役的情况下，至2031年时美国大储装机有望达到约105.7GW。 数据中心新场景需求或将加速释放。电网容量不足、审批缓慢影响数据中心建设，配储有助于项目加快并网。 需关注贸易、税收政策及企业应对措施。在美国OBBBA法案下，2026年前“形式开工”（完成设备采购、土地审批）的储能项目，可规避 FEOC规则限制并享受原ITC补贴，或导致2025年底和2026年初出现“抢装潮”。具有对美出口业务的企业或须采取应对措施。

欧洲：德国/意大利/英国仍为增长主力 更多国家有望出台储能装机目标

根据欧委会于2025年11月发布的《Overview of Energy Storage Deployment in Europe》，欧洲当前共有70GW储能在运，以及到2030年前待投 运项目97.26GW，由此可见欧洲后续储能增长潜力较为可观。

此外，根据市场情报机构LCP Delta与欧洲储能协会EASE联合发布的《欧洲储能市场监测报告（EMMES）9.5中期版》预测，2030年欧洲累计 装机将突破215GW，其中电池储能占比约160GW。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）