公用事業行業電氣化大時代之國內儲能篇：政策催化下獨立儲能放量，關注“十五五”電費收支平衡與頂層電價機制.pdf

公用事業行業電氣化大時代之國內儲能篇：政策催化下獨立儲能放量，關注“十五五”電費收支平衡與頂層電價機制。省級電價政策逐步落地，獨立儲能迎短期搶裝潮。電化學儲能作為新型電力系統中靈活 性調節資源之一，具備平衡電網實時功率、電量削峰填谷功能，應用場景以電網側的獨 立儲能以及 電 源 側 的 風 光 配 儲 為 主 ， 截 至 2025Q3 末電化學儲能規模達 80.43GW/188.91GWh，其中獨立儲能占比 58%。2025 年以來蒙西等省電網側儲能容 量電價政策落地，帶動 1-11 月新型儲能項目采招規模同比+182%。136 號文取消新能 源強制配儲后，獨立儲能已成為新增機組主要類別；2025Q3 獨立儲能在新增電化學儲 能中規模占比提升至 83%。

主要省份獨立儲能經濟性體現，后續關注國家頂層電價機制設計。取消強制配儲后，儲 能租賃市場逐步退出，“容量電價+現貨套利+調頻收益”成為獨立儲能主要盈利模式。 我們對已出臺地方容量電價的省份進行獨立儲能項目盈利測算，其中蒙西容量補償水平 全國領先且現貨市場活躍，假設其容量電價補償 10 年，0.28 元/度、0.35 元/度的補償 標準對應全投資 IRR 分別為 7.3%、9.0%；此外甘肅、新疆、河北、山東由于同時具備 容量電價以及可觀的現貨套利或輔助服務收益，若延續當下政策測算全投資 IRR 有望 ≥5%。而寧夏等地雖然亦已出臺當地容量電價政策，但因補償水平較低、峰谷價差較 小等原因項目經濟性仍未體現?？紤]到地方補貼政策退坡風險以及電網優質節點資源有 限，未來儲能項目經濟性的全面提升仍有待國家層面相關市場機制確立。

儲能發展對于其他電源的影響：儲能將在電力系統“源網荷儲”的互動與利潤分配中加 入新變量。1）對于新能源運營商，獨立儲能通過削峰填谷可提升新能源電站平均市場 電價、緩解棄電問題，并將此前由綠電機組承擔的部分輔助服務費用通過儲能容量電價 的方式疏導至用戶側，中長期維度有望提升綠電整體盈利能力。2）對于火電等傳統靈 活性電源，由于當前儲能規模占比較小，在輔助服務/現貨套利市場中對其他靈活電源 的擠占仍有限。以湖南調峰輔助服務市場為例，2021 年至 2025 年 10 月，儲能累計獲 取收益 3.45 億元，約占市場總收入的 11%。

空間測算：我們從新能源消納需求的角度測算““十五五”期間儲能裝機理論空間，并從 電源電費收支平衡的角度測算后續發展持續性。1）理論上，中性假設““十五五”期間 風光機組年均新增裝機 250GW，對應五年增量消納需求共約 625GW；調節資源供給 方面，測算煤電/抽蓄/特高壓/負荷增長/需求響應能力共貢獻約 313GW 消納空間，故 “十五五”期間供需缺口約 312GW“折合合年均缺口 62GW），即電化學儲能理論裝機空 間，對應3h、4h時長分別為936GWh、1248GWh“折合合年均新增量187GWh、250GWh）。 2）從實際出發，假設 2026 年電源側電價同比下降 3 分/度、后續保持穩定，電費規模 僅依賴于全社會用電量的自然增長，我們測算每年新增電費規模可覆蓋““十五五”期間 各類電源增量機組的年度固定成本，但無法完全覆蓋各類電源增量機組的年度全部成本 +合理盈利，缺口費用若由工商業用戶折第二&第三產業）承擔，測算““十五五”期間電 價需年均增長 0.009 元/度，否則電源側或面臨收益率下行風險。