容量电价密集出台可期，独储商业模式跑通
思瀚产业研究院    2025-09-27

国内储能政策从强制配储向独立储能转变

阶段一（2017–2025年初）：政策驱动下“强制配储”。17年青海率先提出新建风电项目按装机规模10%配置储能，拉开国内强制配储的序幕。此后全国20余省区市陆续跟进，普遍要求新能源项目按照15–20%功率配比、2小时时长建设储能，部分地区上调至30%。储能建设由行政命令推动，电站被动承担成本，储能利用率偏低。

阶段二（2025年5月至今）：强制配储正式退出。25年2月，136号文明确提出：“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。”内蒙古、河北、甘肃、宁夏等地陆续试点容量电价补偿机制，以“容量租赁”或“容量电价”的形式给予独立储能稳定现金流，推动储能逐步脱离对新能源项目的绑定，实现市场化独立发展。

阶段三（未来展望）：电力市场化改革落地。25年9月，国家发改委、能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025–2027年）》，提出到2027年，新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元，市场机制、商业模式、标准体系基本健全。

储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益

强制配储与独立储能在收入结构与经济性方面差异显著。强制配储收入依赖于提高新能源消纳、减少弃风弃光及有限的辅助服务补偿。但由于储能规模较小、配置分散、响应质量有限，电网侧实际调用频次低，导致配储的经济回报较弱，整体上难以覆盖新增投资成本。

独立储能作为独立主体接入电力市场，具备多元化的收益来源：部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系，提供稳定现金流；可通过现货市场及峰谷价差实现套利；还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元，经济性更优，有望受益于电力市场化改革。

电力市场化改革加速，保障储能远期收益

现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行。继山西、广东于23年底正式运行后，山东、甘肃现货市场于24年6月和9月转正，蒙西现货市场于25年2月转正。湖北、浙江、安徽、陕西24年内转为连续结算试运行。辽宁、河北南网24年11月实现为期一月的长周期结算试运行，于25年3月启动连续结算试运行，推进速度加快。湖北、浙江可能在25年底前转正，安徽、陕西、辽宁、河北南网大概率在25年维持。福建、江苏、湖南、宁夏等有望转为连续结算试运行。

电力市场化改革将改变储能项目收益模型，驱动IRR抬升。136号文后，储能从政策驱动转向市场驱动，现货市场套利成为核心增量，全国统一电力市场建设推动跨省区现货交易加快。若电力现货交易价差超过0.5元/kwh，独立储能收益率在无容量电价补贴情况，IRR也可达到6%+。

绿电直连：储能配置要求更高，拉动储能需求

绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。25年5月，发改委发布650号文，设定绿电直连项目中“自发自用电量占可用发电量比例不少于60%，占用电量比例不少于30%”，强调“以荷定源、源荷匹配”。9月，发改委印发完善价格机制通知，明确绿电直连项目可根据需求选择稳定供应保障服务并向电网支付费用，采用按容或按需量缴纳输配电费的方式，暂按下网电量收取系统运行费用，推动绿电直连项目的发展。

绿电直连项目的储能配置要求更高，拉动储能需求。根据规定，配套绿电至少需自消纳60%以上，且企业负荷30%以上应来自绿电，因此储能不仅需满足调峰需求，还需保障一定的夜间用电需求。由于绿电直连项目对储能的需求量显著提高，不仅功率配比通常在稳定用电负荷的25%及以上，储能时长也在4个小时及以上，相比传统集中式新能源项目，储能需求预计至少翻倍。

地方政府密集出台储能容量电价补偿

地方政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立市场化收益机制。当前已落地的地区包括内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆等，政策模式涵盖放电量补偿、容量电价机制（火储同补）、容量电价+峰谷电价叠加、以及容量补偿+辅助服务考核等。

补偿标准看，可分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh），并配合考核机制确保储能出力质量，项目IRR普遍在8–12%区间，高价值省份可达15%以上。我们预计未来仍将有更多省份跟进出台容量补偿政策，储能收益模型将持续优化。

内蒙：补贴力度最大，需求拉动极其明显

内蒙古储能政策补贴力度全国最强，需求拉动效应显著。25年3月内蒙发布《关于加快新型储能建设的通知》，对25年6月30日前开工并建成投产的项目，给予0.35元/kWh放电量补偿，补贴周期10年，强度高于其他省份。成本由新能源发电企业按装机容量分摊，形成“强制分摊+高额放电补偿”的组合机制。配套上，蒙西现货交易形成0.27元/Wh的充放电价差，叠加辅助服务市场（调频里程补偿2–12元/MW），进一步提升储能利用效率。经测算，0.35元/kWh放电补偿下，项目IRR可达10–20%，处于全国最高水平。

储能并网规模持续增长，25H1新开工项目超50GWh。内蒙24年储能并网14.3GWh，同增161%，规模第二，占比13%；25H1并网约2.5GWh，但新开工项目超50GWh。

甘肃：率先落地“火储同补”容量电价机制

甘肃率先落地“火储同补”容量电价机制，补贴确定性与现金流稳定性优于放电量补偿模式。25年7月《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》规定，储能按有效容量计价（折算公式：有效容量 = 放电时长/6×额定功率–厂用电），执行标准为330元/kW·年，与火电机组同价，执行期2年。

配套市场环境良好，现货运行一年，平均峰谷价差0.24元/kWh+；辅助服务补贴上限为300元/MW·日（调峰）和12元/MW（调频），项目IRR约9–12%，单位补贴0.15–0.18元/kWh，位于全国中高水平。

25年储能并网约5GWh，新型储能装机超6GW。甘肃24年底新型储能装机规模累计11.41GW，预计25年储能并网规模约5GWh，H1并网约2-2.5GWh，25年底新型储能装机超过6GW，30年底10GW。

宁夏：容量电价逐步上调，补贴强度提升，经济性改善

容量电价逐步上调，IRR为6%-8%。25年9月印发《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出自25年10月起执行100元/kW·年，26年上调至165元/kW·年，按有效容量折算，成本由工商业用户和外送电量共同分摊。考核较严，月内三次非停扣减当月电费，全年三个月取消未来一年资格。宁夏现货价差0.26–0.31元/kWh，辅助服务调频价格区间5–15元/MW，增强储能多元化收益。整体IRR测算6–8%，对应补贴0.08–0.1元/kWh。

24年宁夏累计新型储能装机4.72GW/9.44GWh，全国第五。25H1宁夏储能装机约3GWh，截至8月28日，宁夏储能装机容量达6.14GW/12.93GWh，全国第四。

河北：容量电价+现货套利并行，需求基础大

容量电价机制+充放电价格政策并行，IRR约6%-8%。25年3月河北发布《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》，提出独立储能享受100元/kW·年容量电价，以4小时充放电时长折算的月度可用容量为基准，执行期2年，先建先得，26年6月前未并网项目扣减补贴月数。考核端要求全年调用次数不少于330次，执行严格。容量电费由工商业用户分摊，保障结算稳定。河北现货市场峰谷价差0.25–0.3元/kWh，叠加容量电价补贴，相当于0.08元/kWh，整体IRR约6–8%。

24年储能并网规模8-9GWh，规模第五；25H1并网6.1GWh，增长势头强劲。25年2月，河北发改委下发总规模6.4GW/20.86GWh的37个独立储能项目指标。25、26年参与竞争的独立储能容量规模为河北南网7.7GW，冀北电网8.3GW。我们预计河北新增储能装机维持10-15%。

新疆：容量补偿逐年递减，若按25年标准仍具吸引力

IRR测算6–8%，若补贴延续25标准，仍具吸引力。23年出台的《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》明确，独立储能按实际放电量享受容量补偿，补贴标准逐年下调（23年0.2元/kWh，24年0.16元/kWh，25年0.128元/kWh），政策有效期至25年底。资金由全体工商业用户分摊。考核要求调用次数不少于100次，调度机构可测试。峰谷价差维持在0.25–0.3元/kWh，叠加调峰辅助服务（充电补偿0.55元/kWh，放电结算0.25元/kWh），形成额外收益。整体IRR测算6–8%，若补贴按25年标准延续仍具备一定吸引力。

25年H1并网7Gwh，储能需求有望维持高位。新疆24年储能并网20GWh，规模第一，占比18%；25H1并网7Gwh，同比近30%增长。截至25年6月底，已开工和正在实施采招的项目还有73GWh。预计25年装机30gwh，我们预计26年可维持40gwh规模。

云南：补贴机制独特，收益模式多元

新能源项目按不少于10%配置储能或支付容量费用，为盈利提供保障，整体IRR约8.3%。云南未成交租赁容量可按参考价220元/kW·年下浮30%获得收益(154元/kW·年)，形成“兜底”收益。磷酸铁锂可按装机规模的1.8倍计入租赁服务，全钒液流按3倍计入。若未足额租赁储能容量，需按参考价上浮30%(286元/kW·年)缴纳调节费用，未成交部分与差额由市场主体按可交易容量比例分摊。现货价差与分时电价机制为储能提供套利空间，每充电1度电可获利约0.133元/kWh；同时已建立调频(里程补偿3–8元/MW、AGC补偿4–5元/MWh)与黑启动市场(平均中标2.48万元/月·台)。

云南新型储能迅速增长，截至25H1投产并网新型储能5GW，但目前暂缓审批铁锂储能项目，25年预计下降。24年，云南新型储能装机约1GWh，25H1，新型储能装机约8.1GWh，系调节容量市场机制和独立储能可租赁容量奖励政策的实施，实现跨越式发展。

山东：容量补偿与市场机制优化为储能发展提供支持

山东通过容量补偿与市场机制优化为储能发展提供支持，整体测算IRR约5%-8%。容量补偿方面，示范项目容量电价为0.14元/kWh、市场化项目为0.07元/kWh，按“容量电价×日可用容量”计算，为储能提供基础收益保障；市场机制方面，通过放宽现货限价、统一尖峰时段核定有效容量、拓展调频与备用等辅助服务交易，推动储能发挥更大调节价值；同时，独立储能充电免除输配电价及政府性基金，并鼓励新技术应用。

山东率先建立储能现货市场交易机制，推动新型储能发展。24年底，新型储能在运规模达717.7万千瓦，较22年底增长3.6倍，创新储能自调度机制，独储“日充一放”，利用率高于周边地区。25H1山东新型储能并网规模约5GWh，我们预计年新增10GWh规模可持续。

容量电价出台可期，储能空间广阔。截至25H1，江苏、浙江、广东、安徽、青海等省份累计光伏装机容量分别为84/59/57/54GW，23及24年新增储能装机约16/8/6/4/10GWh，光伏装机规模大，储能配套水平高，但仍存在提升空间。未来随着容量电价等政策逐步出台，储能补偿机制进一步完善，有望打开更大成长空间。我们预计青海、山东、浙江、江苏等地26年发力，分别有10GWh+的空间。

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