公用事业行业电气化大时代之国内储能篇：政策催化下独立储能放量关注“十五五”电费收支平衡与顶层电价机制-260116（24页）.pdf

1、相关研究电气化大时代之国内储能篇：政策催化下独立储能放量，关注“十五五”电费收支平衡与顶层电价机制投资要点：bullet省级电价政策逐步落地，独立储能迎短期抢装潮。电化学储能作为新型电力系统中灵活性调节资源之一，具备平衡电网实时功率、电量削峰填谷功能，应用场景以电网侧的独立储能以及电源侧的风光配储为主，截至2025Q3末电化学储能规模达80.43GW/188.91GWh，其中独立储能占比58%。2025年以来蒙西等省电网侧储能容量电价政策落地，带动1-11月新型储能项目采招规模同比+182%。136号文取消新能源强制配储后，独立储能已成为新增机组主要类别；2025Q3独立储能在新增电化学储能中

2、规模占比提升至83%。主要省份独立储能经济性体现，后续关注国家顶层电价机制设计。取消强制配储后，储能租赁市场逐步退出，“容量电价+现货套利+调频收益”成为独立储能主要盈利模式。我们对已出台地方容量电价的省份进行独立储能项目盈利测算，其中蒙西容量补偿水平全国领先且现货市场活跃，假设其容量电价补偿10年，0.28元/度、0.35元/度的补偿标准对应全投资IRR分别为7.3%、9.0%；此外甘肃、新疆、河北、山东由于同时具备容量电价以及可观的现货套利或辅助服务收益，若延续当下政策测算全投资IRR有望geq5%。而宁夏等地虽然亦已出台当地容量电价政策，但因补偿水平较低、峰谷价差较小等原因项目经济性仍未

3、体现。考虑到地方补贴政策退坡风险以及电网优质节点资源有限，未来储能项目经济性的全面提升仍有待国家层面相关市场机制确立。储能发展对于其他电源的影响：储能将在电力系统“源网荷储”的互动与利润分配中加入新变量。1）对于新能源运营商，独立储能通过削峰填谷可提升新能源电站平均市场电价、缓解弃电问题，并将此前由绿电机组承担的部分辅助服务费用通过储能容量电价的方式疏导至用户侧，中长期维度有望提升绿电整体盈利能力。2）对于火电等传统灵活性电源，由于当前储能规模占比较小，在辅助服务/现货套利市场中对其他灵活电源的挤占仍有限。以湖南调峰辅助服务市场为例，2021年至2025年10月，储能累计获取收益3.45亿元，

4、约占市场总收入的11%bullet空间测算：我们从新能源消纳需求的角度测算“十五五”期间储能装机理论空间，并从电源电费收支平衡的角度测算后续发展持续性。1）理论上，中性假设“十五五”期间风光机组年均新增装机250GW，对应五年增量消纳需求共约625GW；调节资源供给方面，测算煤电/抽蓄/特高压/负荷增长/需求响应能力共贡献约313GW消纳空间，故十五五”期间供需缺口约312GW（折合年均缺口62GW），即电化学储能理论装机空间,对应3h、4h时长分别为936GWh、1248GWh(折合年均新增量187GWh、250GWh）。2）从实际出发，假设2026年电源侧电价同比下降3分/度、后续保持稳定

5、，电费规模仅依赖于全社会用电量的自然增长，我们测算每年新增电费规模可覆盖“十五五”期间各类电源增量机组的年度固定成本，但无法完全覆盖各类电源增量机组的年度全部成本+合理盈利，缺口费用若由工商业用户（第二&第三产业）承担，测算“十五五”期间电价需年均增长0.009元/度，否则电源侧或面临收益率下行风险。一、复盘电化学储能：省级电价政策逐步落地，独立储能迎短期抢装潮（一）电化学储能为电力系统重要调节资源，装机规模持续扩张电化学储能为新型电力系统中重要灵活性调节资源，其主要包括锂离子电池储能（2024年国内占比96%以上）铅酸/铅碳电池储能、液流电池储能等，具备平衡实时功率、实现能量时空转移（削峰填

6、谷）功能，以增强电网调节能力与改善风光消纳问题。相较于抽水蓄能，电化学储能具有更快的响应速度，以短时储能为主力发展方向，目前装机规模处于快速扩张阶段。从应用场景出发，电化学储能可再细分为电源侧、电网侧、用户侧三类，其中电源侧的新能源配储与电网侧的独立储能占比较高，截至2025H1末分别占比37.8%和56.6%(divcenter)图1、不同类型储能特征对比(/divcenter)截至2025Q3末，国内电化学储能规模达80.43GW/188.91GWh，分布呈现较强区域特征。伴随风光机组入市后主动调峰需求增加，叠加地方性电价政策落地，前三季度国内电化学储能新增装机18.29GW/47.54G