储能行业深度系列之一：国内各代表省储能政策梳理及收益模型测算

核心观点 在全球能源转型中，电力系统的波动性将持续提升储能的地位，合理的政策及市场化推进，将使电站收益持续改善有望驱动储能项百落地放量。从目前先行省份来看，当前储能政策呈现“一省策态势如广东，负荷压力大、春夜波动明显，强调电化学储能毫秒级响应带来的调频价值，内蒙“消纳压力大与“恒定高负荷”的特点，则需要激发储能的调峰作用。 根据我们的收益模型测算，各地容量电价辅助服务的政策出台显害提升当地储能项目的收益预期，从而自接刺储能装机的积极性而从有效容量调频性能指标等政策细节能看出本轮出台的政策强调按储能电站的实际贡献市场化分配对应收入配置长时储能提升调度性能与现货交易能力将有助工电站尽可能享受红利。 国内独立储能市场化与行业发展的趋势已是不可逆转的相对灵活敏锐的民营企业与开发商已率先入场布局，核心国央企发电集团也有望积极跟进36号文有望成为国内储能行业的生态拐点能源转型的底层需求将驱动国内政策与现货市场实现储能收益模型的完善储能有望迎来属于自身的平价上网”时代，我们对于后续国内储能装机增长的可持续性保持乐观且更加市场化的运营将有望实现整体产业链的价值重塑。 需求乐观、行业生态改善下建议关注海博思创阳光电源，智光电气易事特科陆电子上能电气等国内储能系统集成PCS厂商宁德时代亿纬锂能中创新航等核心储能电芯供应商 风险提示政策不及预期风险，原材料价格上涨风险项自进度不及预期风险市场竞争加剧风险，测算数据与实际情况不一致等风险。 持续超预期的国内储能 136号文带来的行业拐点 136号文对我国储能行业的影响无疑是显著且深远的。从短期来看，除了5.31节点的风光新能源抢装，引起储能短期需求爆发，136号文对储能最直接的冲击来自于取消强制配储，以某省100MW/200MWh的独立储能电站为例，在“电能量价差+容量补偿+容量租赁”的市场收益模式下，我们测算2024年该项目136号文前的收入结构为52%容量租赁业务、16%容量补偿、32%现货套利，配储政策的退坡将直接冲击容量租赁的价格与需求。 136号文带来的行业拐点 从实际的表现来看，国内储能是持续超预期的。2025年10月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计1.70GW/3.52GWh，同比-35%/-49%，环比-51%/-66%，Q4首月新增装机规模下降，主要是受到项目建设周期影响，而前10个月累积新增装机规模达35.8GW，同比增长36%，考虑到目前处于调试和收尾阶段以及明确计划于年底前并网的在建项目规模，乐观预期今年新增投运规模将达到42GW-45GW，市场稳中有进 除此之外，结合具有前瞻性的招标数据，根据寻研究院跟踪统计，2025年前10个月，国内合计完成储能项目（包含系统、EPC、电芯、直流侧集采等口径）采招约101.64GW/371.4GWh，其中8月单月完成储能系统和EPC招标25.8GW/69.4GWh，创历史新高，后续新项目推进势头强劲 136号文带来的行业拐点 超预期的市场表现体现政策的前瞻性与全局性。136号文的一大重要意义在于将消纳压力通过市场的方式更有效快速地分摊给电源侧与用电侧，而完成这一传导的工具则是储能。特高压等外送通道短期内难以配套，消纳压力持续催生电网对于储能调峰调频等辅助服务的需求：而新能源的全面入市将显著提升电力价格的波动性，为储能电站带来更大的套利空间，风光新能源的电站业主也需要配置储能让自身能厘清“总账”。电网，发电集团储能运营商等电力系统参与者均对储能产生愈发旺盛的需求，而这次的需求是相对更市场化的，若配合合理的政策引导，有望迎来国内储能发展的重大拐点，我们通过对各主力省配套政策及其效果的梳理，解析当前国内独储行业所处的新阶段 广东 广东：核心诉求仍为调频服务 口2024年广东全社会用电达9121亿千瓦时，同比+73%，成为全国首个电量突破9000亿千瓦时的省份，其中工业用电5216.25亿千瓦时，占比约57%，全省统调最高负荷达到1.57亿千瓦，再创历史新高。负荷压力大，工商业占比高、昼夜波动明显、容易受天气、出口周期影响等特点让电力系统出现频率偏移的风险增大。 口而从发电结构看，截至2025年9月广东省6000千瓦以上装机量约为20286GW，其中火电/水电/风电光伏装机占比分别为66.03%/7.25%/9.16%/9.59%，此外还有接近20-30%的用电负荷依赖西电东送满足，火电调节速度慢、跨区运输波动性大新能源装机占比提升（尤其6000千瓦以下）等因素导致当地电网十分注重调频资源的储备和考核 广东：核心诉求仍为调频服务 口早在2018年，广东就启动并建成调频辅助服务市场，在历经多年的摸索与发展后，中国南方电力调度控制中心于今年发布《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2025年版）》。《交易实施细则》明确允许独立第三方辅助服务提供者直接作为调频服务提供者参与市场，并引入了归一化指标、边际替代率系数（m用于出清排序，从政策上肯定了电化学储能拿秒级响应所能带来的调频价值 口调频市场按“边际出清、日前报价，日内出清、月清月结”的方式进行，发电企业以发电单元为单位参与调频市场，以每小时为一个时段，在日前申报次日的调频里程价格，并考虑到独储火电联储等发电单元的差异将调频里程价格进行归一化处理，最后按调整后的调频里程排序价格以及P值、K值等性能指标进行出清。 图表：调频市场归一化处理公式 图表：月度调频里程补偿计算公式 第四十六条 为便于横向比较调频单元调频性能差异每日组织交易前，将调频单元的综台排序性能指标进行归化处理南方电网统一调频控制区内所有调频单元的综合排序性能指标中最太值为，第1台调频单元的综合排序性能指标为，归一化之后的综合调频性能评价指标为P归化公式为： 其中，R满电箱养，为该调频单元第个交易周期的调频里程补偿，R度选小为该调频单元当月的调赖里程补偿几为每月调频市场总的交易周期数，D为该调频单元在第个交易周期实际提供的调赖里程，○为第1个交易周期的统出清价格，m为该调频单元在第1个交易周期的综合调频性能系数平均值 对非独立储能电站调频单元以归一化后的调频单元综合排序性能指标对各调频单元的调频里程报价进行调整，作为调频里程排序价格计算公式为 非储能调频单元的调频里程排序价格调频里程报价/P 广东：核心诉求仍为调频服务 口与其他发电主体相比，独立储能对调频服务优势显著，叠加当下广东省内可参与调频的独立储能电站项目数量有限，存量独储电站基本均以低价申报争取全容量中标，并享受较高的边际出清价格。我们以一个100MW/200MWh的存量独储电站为例进行测算，即便考虑到前期电芯价格较高的成本压力，优质项目的IRR有望超15%，但辅助调频的收入占比可能接近95%，项目收益率对调频里程与调频价格变化的敏感性较高。 广东：核心诉求仍为调频服务 口储能项目的高收益引发当地投资建设热潮根据储能与电力市场数据统计，2025年8月广东省备案储能项日284个，总规模超1438GW30.59GWh，环比7月+146%，其中独立式储能项日为规模主力，贡献14.24GW/30.26GWh，且单体项目最大规模达1GWh，即便项目最级落地规模与备案量有较大差异，但仍将显著冲击当前的存量规模口市场的规模是有限的，根据广东电网《关于做好我省2025年度新型储能电站项目建设论证及并网接入有 关工作的复函》指出，当前广东调频市场需求空间约100-150万千瓦占统调负荷的1%，后续增长空间有限，独立储能项自并网规模的增加将导致市场进入饱和，恶化竞争格局。我们认为后续广东独储可能进入高度市场化的竞争阶段调频价格中枢将下移，各储能电站需提升自身K值表现争取更大的调频里程诸能电站的软硬件一体能力与位优势将愈发童要。口除此之外，政策端的支持仍要继续加码尤其是打开市场空间的天花板，如放开调峰市场、一次调频等 辅助服务的市场化，根据广东电网测算广东新型储能调峰需求有望从当前约500万千瓦的规模增长至2030年的800一1000万千瓦，容量大，增速快，配合合理的市场化机制，有望成为广东储能新的运行模式 内蒙古 内蒙：市场化引导调峰 口内蒙古拥有丰富的风光资源，新能源项目开发旺盛，截至2025年9月，内蒙古全省6000千瓦以上电源装机约267.71GW其中水电/火电/风电/光伏装机占比分别为0.90%/45.88%/35.81%/17：4%，新能源容量占比超50%而虽然当地承担了外送电量的重任，但由于外送通道建设周期滞后于发电侧，内蒙古弃风弃光率压力骤升，25年前9个月内蒙累积光伏利用小时约为971h，同比下滑约160h 口除此之外，2024年内蒙古全社会用电量约为5193.41亿千瓦时，同比增长7.67%。较全国增速平均数高出0.87%，其中第一产业用电量4539.12亿千瓦时，同比增长7.60%，用电占比约为87.4%，电解铝、铁合金化工等重工业为省内主要负荷领域，“消纳压力”与“恒定高负荷”共同催生当地对于储能的需求。 内蒙：市场化引导调峰 #2025年3月，内蒙古能源局印发《关于加快新型储能建设的通知》，对纳入独立新型储能电站规划的独立新型储能电站执行补偿，补偿标准一年一定，每年9月底前公布次年补偿标准，补偿标准明确后执行时间为10年，2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/kWh，2025年6月30日前不能开工的独立新型储能电站项目不执行2025年度补偿标准 口本次政策的核心细节在于补偿按照独立新型储能电站向公用电网的放电量执行，而独立储能电站作为独立的市场主体，平常运行可自主选择是否参与电力中长期交易，可自主申报充放电曲线，充放电量按照市场交易规则和要求结算，补贴的执行让当地的储能项目具有可融资性，而相关的细节则从市场化的角度引导储能项目实现低谷充电高峰放电的调峰功能 口独立新型储能电站的补偿费用以月度为周期在发电机组（厂站）间根据装机容量分摊，包括范围内接入蒙西、蒙东电网的各发电机组（厂站），暂不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站。电网企业按月测算补偿资金规模和各发电机组（厂站厂的分摊费用，向各发电厂发布。 内蒙：市场化引导调峰 ■从市场反馈来看，2025年前九个月内蒙古已完成投资备案新型储能项日93个，备案规模29.71GW/122.26GWh，总投资规模1155.43亿元投资业主方以当地能源集团与资本敏感度较高的民企为主，其中89个项目拟于2025年内开工，65个项目拟于年内建成，年内拟建成规模为19.647GW/81.778GWh 口年内拟建成规模已超存量规模两倍，项日批堆落地引发市场对于高收益可持续性的担忧2025年11月内蒙古能源局发布《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》，将2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准调整为0.28元千瓦时，并指明原则上清单内储能电站日内全容量充电次数不得超过1.5次，对短期较为拥挤的独立储能赛道进行合理调整。但补贴费用仍由发电侧分担，考虑到内蒙当地仍有较大规模的火电场站，高成本运营下将再添费用负担，政策机制仍有完善空间 内蒙：市场化引导调峰 口我们仍以一个100MW/200MWh的独储电站为例进行测算，近来开工的项目均已能享受到低价电芯的成本红利，在套利价差0.25元/kWh，每日全容量充放电次数1.5次的条件下，我们假设补偿标准或相关收益标准能维持0.28元/kWh，测算项目IRR可以达到12-13%的较为可观水平，现货市场套利与放电补偿将分别贡献电站约40-50%的收入，项目运营开发商可通过投资长时储能、提高交易能力等方式尽可能享受当前红利。 甘肃 甘肃：定位储能为备用电源 口星然同属西北地区，但甘肃与内蒙古的情况存在较大差异。首先在电源装机结构上，截至2025年9月，甘肃6000干瓦以上电源装机约112.42GW，其中水电/火电/风电/光伏分别占比约为7.85%/27.99%33.63%/30.53%，被视为安全支撑的火电装机相对较少，且风光新能源的占比更高 口而从用电侧来看，甘肃2