政策驱动盈利改善，独立储能加速放量

国泰君安期货研究所·邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722 国泰君安期货研究所·刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172 日期：2025年10月14日 核心观点汇总 ◆得益于经济性的持续改善，国内独立储能进入快速发展阶段，逐步接棒新能源配储，成为储能市场增长的新动能。其收入来源主要包含三个方面：一是通过参与电力现货市场实现价差套利；二是提供调频、调峰等辅助服务获取收益；三是以容量电价形式获得稳定补偿。 ◆容量电价补偿为新增变量，主要以三种方式呈现：1）放电度电补偿：以内蒙古为代表，在不考虑辅助服务市场收益下，独立储能IRR可达10%，前十年容量补偿占收入比重近50%；2）根据功率与时长进行补偿：以甘肃为代表，独立储能IRR可达14%，容量补偿占收入比重31%；3）容量租赁模式：以云南省为代表，独立储能IRR可达8%，容量租赁占收入比重72%。在以上三种模式下，代表省份独立储能IRR均可达到央国企项目要求。 ◆国内储能将持续维持高增速。主要原因如下：1）中标规模超预期增长：2025年1–9月期间，储能项目合计中标量达318.4GWh，同比+190%。2）政策支持持续强化：2027年底新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，为需求提供政策托底；各省容量电价机制有望进一步推广。3）电力市场化加速：辅助服务市场逐步完善，新能源全面入市将进一步拉大峰谷价差。 ◆预计国内2025年装机规模将达到122GWh，同比+14%；2026年新增装机量159GWh，同比+30%。海外美国与欧洲两大传统市场稳步增长，中东、澳大利亚、印度等新兴国家持续放量，预计2025年全球储能新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%。 ◆储能电芯方面，受美国大而美法案推动2025年底抢开工以及国内容量补贴等电力市场政策出炉带来的乐观预期，将备货系数上调至2.1，预计2025年出货520GWh，同比增长56%；2026年备货系数小幅下调，全年出货698GWh，同比增长34%。 独立储能发展现状 独立储能介绍 ◆定义：独立储能是一种相对独立于电源侧和用户侧的储能设施，独立进行电力的存储和释放，作为独立主体参与电力市场。 ◆应用场景：1）电力调峰：在用电低谷时，独立储能储存多余电能；用电高峰时，释放电能，缓解电力供应紧张，平衡电力供需。2）电力调频：当电网频率发生波动时，独立储能能够快速响应，使电网频率稳定在合理范围内。3）电网黑启动、备用电源：在发电机组突然跳闸或线路故障等事故时，迅速放电，帮助无自启动能力的发电机组恢复运行，保障供电可靠性。 ◆设备结构：独立储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、功率转换系统（PCS）等部分组成。 独立储能发展现状 ◆自2017年起，青海省率先提出新建风电项目须按装机容量的10%配套建设储能设施。此后，全国多省陆续跟进，普遍要求新能源项目安装功率配比15%–20%、充放电时长时长2小时的储能。在强制配储政策推动下，独立储能因其可通过容量租赁方式帮助新能源项目满足配储要求而快速发展，逐步形成新能源配储与独立储能协同共进的格局。 ◆136号文规定“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”。新能源配储逐步退出，部分原规划为配储项目转为独立储能项目。随着独立储能经济性凸显，自今年2月以来，其在招投标市场中已占据绝对主导地位，成为推动我国储能市场增长的主要力量。 独立储能发展现状 ◆锂离子电池在独立储能中仍占据绝对主导地位。据寻熵研究院统计，截至2025年6月底，其在独立储能中的装机占比已达95%。压缩空气、液流电池、钠离子等其他技术路线虽有所渗透，但整体规模仍较小。 ◆开发业主以“五大六小”为代表的央企及地方能源国企为主力。与此同时，部分民营新能源企业也在逐步进入该领域，市场主体更趋多元化。 ◆山东、江苏、宁夏、内蒙古等省份的装机容量已突破10GWh。各地装机规模差异显著，独立储能发展依赖地方政策支持与市场机制设计。 独立储能盈利模式与收益测算 独立储能的盈利模式：价差套利 ◆在新能源装机快速增加以及136号文后新能源全面入市的驱动下，电力现货市场峰谷价差显著拉大，储能的套利机制日益清晰：通过在电力实时市场低价时段充电、高价时段放电，实现套利收益。 ◆需注意的是，市场初期储能多为价格接受者，并按照其所在节点进行申报和结算，因此其套利收益高度依赖所在节点的供需情况。节点日内供需矛盾越突出，日内价差越大，套利空间也越可观；反之则收益有限。因此，选址是决定储能套利收益的关键因素。 以甘肃为例，储能以节点形式参与电力市场 独立储能的盈利模式：辅助服务 ◆《新型储能规模化建设专项行动方案》指出“引导新型储能参与辅助服务市场。结合电力市场建设进展，有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。” ◆目前，从各省发展情况来看，储能参与的辅助服务市场主要为调频市场。 调频收益=调频调用里程×里程单价×K（性能指标） 独立储能的盈利模式：容量电价 ◆2021年7月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》首次提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”。2025年9月，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》进一步指出“推动完善新型储能容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制”。 容量电价补偿模式一：放电度电补偿 ◆内蒙古是采用该类模式的主要区域，于3月发布《关于加快新型储能建设的通知》，明确对在当年6月30日前开工并建成投产的项目，按0.35元/kWh的标准给予放电量补偿，补贴周期为10年；后续每年9月将公布下一年度的补偿标准。在不考虑辅助服务的收益下，收益率仍能达到10%。 ◆新疆亦采用类似机制，但其度电补偿标准呈逐年递减趋势，2025年补偿标准为0.128元/千瓦时。 成本假设 容量电价补偿模式二：根据功率与时长进行补偿 ◆多数出台容量电价政策的省份均采用此类模式，补偿标准在100—330元/千瓦·年之间。 ◆以甘肃省为例，其采用“火储同补”机制，即储能与火电享受同等的容量补偿电价。储能的有效容量按以下公式折算：有效容量=放电时长/6×额定功率）×（1–厂用电率），当前执行标准为330元/千瓦·年。在此标准下，独立储能项目收益表现良好，IRR可达13.7%。 容量电价补偿模式三：容量租赁模式，租赁费用纳入补偿资金池 ◆该机制目前主要于云南省实施，要求新能源项目须配置不低于装机规模10%的储能容量，或通过支付容量费用履行义务。对实际配储或通过租赁获得的容量未达到10%的新能源企业，需按调节容量市场标准价格220元/kW·年上浮30%（即286元/kW·年）支付费用；而对于未能成功出租容量的新型储能企业，则可按标准价格下浮30%（即154元/kW·年）从调节容量市场获得收益。此外，磷酸铁锂储能容量可按1.8倍系数计入。经测算，在该机制下，项目内部收益率（IRR）预计可达7.8%。 储能需求展望 国内：独立储能接力配储需求，中标项目高增奠定装机高增速 ◆1-8月，我国储能新增装机28.69GW/75.94GWh，容量规模同比增长41.5%。其中8月新增装机8.19GWh，同比增长2.5%。 ◆预计2025年全年装机规模将达到122GWh，同比增长14%；2026年新增装机量进一步提升至159GWh，同比增长30%。增长主要得益于以下三方面因素推动：1）中标规模超预期增长：2025年1–9月期间，储能项目合计中标量达318.4GWh，同比大幅增长190%。2）政策支持持续强化：《新型储能规模化建设行动方案（2025—2027年）》提出，到2027年底新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，为需求提供政策托底。同时，各省容量电价机制有望进一步推广，为储能收益提供稳定保障。3）电力市场化进程加快：各地辅助服务市场逐步完善，储能得以全面参与调峰、调频等服务。此外，新能源全面参与市场交易将进一步拉大峰谷价差，提升储能的套利空间和盈利能力。 全球：内外需均向好，上调电芯出货预期 ◆内需持续向上，美国与欧洲两大传统市场稳步增长，中东、澳大利亚、印度等新兴国家持续放量，终端装机增速维持高位，预计2025年全球储能新增装机256GWh，同比增速35%，2026年新增装机351GWh，同比增速37%，其中98%为锂离子电池储能。 ◆从储能电芯产量来看，受美国大而美法案推动2025年底抢开工以及国内容量补贴等电力市场政策出炉带来的乐观预期，将备货系数上调至2.1，预计全年出货520GWh，同比增长56%；2026年备货系数小幅下调，全年出货698GWh，同比增长34%。 国泰君安期货有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会核准的期货投资咨询业务资格（证监许可[2011]1449号）。 本报告的观点和信息仅供本公司的专业投资者参考，无意针对或打算违反任何地区、国家、城市或其它法律管辖区域内的法律法规。本报告难以设置访问权限，若给您造成不便，敬请谅解。若您并非国泰君安期货客户中的专业投资者，请勿阅读、订阅或接收任何相关信息。本报告不构成具体业务的推介，亦不应被视为任何投资、法律、会计或税务建议，且本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。请您根据自身的风险承受能力自行作出投资决定并自主承担投资风险，不应凭借本内容进行具体操作。 分析师声明 作者具有中国期货业协会授予的期货投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，力求报告内容独立、客观、公正。本报告仅反映作者的不同设想、见解及分析方法。本报告所载的观点并不代表本公司或任何其附属或联营公司的立场，特此声明。 免责声明 本报告的信息来源于已公开的资料，但本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的期货标的的价格可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，或因使用不同假设和标准，采用不同观点和分析方法，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告，对此本公司可不发出特别通知。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。 本报告中所指的研究服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议，客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。 版权声明 本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安期货研究”，提示使用本报告的风险，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他个人或机构（以下简称“该个人或机构”）发送本报告，则由该个人或机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该个人或机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的期货品种。本报告不构成本公司向该个人或机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该个人或机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。 除非另有说明，本报告中使用的所有商标、服务标记及标