独立储能市场发展加速，成为储能增长主要动力 [page::0][page::1][page::5]

• 独立储能作为独立于电源侧和用户侧的系统参与电力调峰、调频及备用电源工作，保障电网稳定。

- 技术上以锂离子电池为主，占比达95%，区域装机量分布不均，主要集中于山东、江苏、宁夏、内蒙古等地。

• 2025年前9个月国内储能项目中标达318.4GWh，同比增长190%，全年装机规模预计122GWh，同比增长14%，2026年将达159GWh，同比增长30%。

- 全球新增储能装机量2025年预计256GWh，同比增长35%，2026年达到351GWh，同比增长37%，电芯出货量同步高速增长。

储能盈利模式详解：价差套利、辅助服务、容量电价三大支柱 [page::2][page::3]

• 价差套利主基于电力现货市场峰谷价差，独立储能在电力低谷充电，高峰放电获利，节点电价供需影响明显。

- 辅助服务主要以调频市场为主，各省调频价格机制、性能指标K值不同，调频调用里程及单价决定收益。

• 容量电价补偿机制分为三种模式：

1）放电度电补偿（如内蒙古），容量补偿收入占比近50%，IRR约10%；
2）功率与时长补偿（如甘肃），补偿标准330元/kW·年，IRR约13.7%；
3）容量租赁模式（如云南），租赁费用纳入补偿池，IRR约7.8%。

• 各模式下独立储能项目IRR均满足央国企投资要求，政策支撑力度大。

容量电价补偿模式测算结果汇总 [page::4]

| 模式 | 现金流入（亿元） | 现金支出（亿元） | 净现金流（亿元） | 容量补偿占比 | IRR |
|----------------|------------------|------------------|------------------|--------------|--------|
| 1 放电度电补偿 | 数据未详述 | 数据未详述 | 数据未详述 | ~50% | ~10% |
| 2 功率时长补偿 | 3.98 | 1.40 | 2.58 | 31% | 13.7% |
| 3 容量租赁模式 | 3.08 | 1.40 | 1.68 | 72% | 7.8% |

• 项目假设均为100MW/400MWh，年运行330天，20年寿命，融资结构30%自有资金，利率4%，折旧按20年线性。

- 不同模式在补偿结构及IRR表现呈现差异，功率时长补偿模式当前收益最高。

市场空间广阔，政策和市场机制持续优化驱动储能需求高增长 [page::0][page::5]

• 国家2025-2027专项行动方案规划明确2027年底新型储能装机规模目标1.8亿千瓦以上，政策底层推动储能快速发展。

- 电力市场化进程加快，辅助服务市场持续完善，新能源全入市拉大峰谷价差，提升储能盈利空间。

• 美国《大而美法案》等国际政策推动世界储能市场需求，带动终端装机及电芯产量显著提升。

- 储能产业链受到全球关注，备货系数提升至2.1，预计2025年电芯出货516GWh，同比增长56%，2026年698GWh，同比增长34%。

专题报告深度分析 | 储能：政策驱动盈利改善，独立储能加速放量

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一、元数据与报告概览

报告标题： 专题报告 | 储能：政策驱动盈利改善，独立储能加速放量
作者： 邵婉嫕（国泰君安期货投研）
发布日期： 2025年10月14日
发布机构： 国泰君安期货研究所
主题： 聚焦中国独立储能行业的发展现状、盈利模式、政策驱动及市场前景展望

核心论点：

1. 国内独立储能行业进入快速发展阶段，有望接棒新能源配储，成为储能市场的增长新动能。

2. 盈利渠道多元，包括电力现货市场的价差套利、辅助服务（如调峰调频）、容量电价三大收益来源。

1. 容量电价补偿正在成为重要的收入来源，且补偿形式丰富，代表省份如内蒙古、甘肃和云南各有差异，但内部收益率（IRR）均达到央企国企项目要求。

4. 2025-2026年全国储能装机规模预计持续高增长，海外市场同样稳步扩张，电芯备货大幅提升。

1. 政策持续加码、电力市场化进程加快，以及中标规模显著超预期，是推动行业快速增长的三大主要因素。

简言之，报告传递出独立储能领域处于政策驱动红利窗口，同时市场化竞争和资本投入不断加速，带来行业整体盈利能力和增速显著改善的积极信号。[page::0]

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二、逐章深度解析

1. 报告导读及核心观点（第0页）

• 论点总结：强调独立储能成为储能市场未来新增长动力，收入来源丰富且政策能见度提升，IRR达到国企项目标准，市场高增长趋势明确。

- 逻辑支撑：通过独立储能参与电力现货市场、辅助服务及容量电价机制的多元收益结构，增强盈利模式稳健性。中标数据和政策预期两方面数据驱动，构筑未来装机增长基础和盈利预期。

• 重要数据：2025年1-9月储能项目中标量为318.4GWh，同比增长190%；预测2025年装机122GWh，2026年新增159GWh，全球新增装机分别为256GWh和351GWh。电芯出货预计2025年达520GWh，同比增长56%。[page::0]

2. 独立储能发展现状及技术介绍（第1页）

• 章节核心：清晰定义独立储能，解释其独立于电源侧和用户侧，参与电力市场的基本机制。详细阐述其应用场景（调峰、调频、黑启动等）及主要组件结构（电池组、BMS、EMS、PCS）。

- 逻辑：通过系统框架图和电网环节说明，描述独立储能的实际工作流程及其市场位置。强调储能作为枢纽在电力流中的灵活作用。

• 关键图示：

1. 独立储能工作原理图明确展示电流流向与控制信号传递逻辑，凸显PCS为转化核心。
2. 储能在电力产业链（发电-输配-用户）中处于输配电侧，是独立于发电和用电侧的关键中间环节。
这些有助于理解储能的功能定位和市场参与方式。[page::1]

3. 独立储能发展现状—技术路线与业主结构（第2页）

• 论点：锂离子电池在独立储能中占据主导（95%装机），其他技术（压缩空气、液流电池、钠离子电池）渗透较少。

- 地域分布：山东、江苏、宁夏、内蒙古等地区装机容量领先，显示区域发展不均，这与地方政策扶持和市场设计密切相关。

• 业主分布：央企及地方能源国企主导市场，民营新能源企业逐渐进入，市场主体多元化推动产业生态完善。

- 图表解读：
- 省份装机容量图显示重点区域过去数年逐步扩容，反映行业快速发展。
- 业主分布图强烈体现国企占主导地位，但后续民营企业股份上升迹象。
- 技术路线饼图直观呈现锂电绝对领先地位，其他路线渗透有限，提示锂电仍是短中期主流选择。[page::2]

4. 独立储能盈利模式：价差套利（第2页）

• 论点：电力现货市场的峰谷价差形成储能套利基础，新能源入市拓宽价格波动。

- 逻辑支撑：储能通过低价区充电，高价时放电赚取差价，初期为价格接受者，地域和节点价差决定收益水平。

• 关键数据与案例：甘肃省为典型示例，实际峰谷价格差显著，增强储能的套利空间。

- 逻辑启示：选址成为决定盈亏的关键，储能收益受供需节点日内矛盾激烈程度影响较大。此处揭示了储能经济性的核心驱动因素，图表反映了电价24小时波动趋势。【图示峰谷电价柱状图带状高峰及低谷明显】。[page::2]

5. 辅助服务与容量电价政策解析（第3-4页）

• 辅助服务市场参与：政策引导储能参与调频、备用等辅助市场，调频市场收益计算基于调频调用里程和里程单价并考虑性能指标K值。

- 调频具体省市政策机制丰富：如宁夏调频里程价5-15元/MW，内蒙古无容量补偿但里程补偿优，甘肃容量补偿和里程补偿并行等，体现了区域差异化政策设计。

• 容量电价制度框架及省份差异：

- 容量电价作为固定收入来源，省内差异明显，补偿标准在100-330元/千瓦·年不等。
- 宁夏采用固定容量电价制度从2025年起逐步提升至165元/千瓦年。
- 甘肃采用与火电相同比例补偿（330元/千瓦·年），体现“火储同补”思想。
- 云南实行容量租赁模式，要求新能源项目配储或支付容量租金，租赁比例补偿收入达显著比例(72%)。

• 财务测算结果（甘肃、云南案例对比）：

- 甘肃模式IRR达13.7%，容量补偿占比31%。
- 云南租赁模式IRR为7.8%，容量补偿占比达72%。
- 初始投资、营运成本、融资结构及效率参数详尽，体现项目收益可持续性评估。

• 逻辑说明：不同的补偿模式影响储能项目收益结构和风险偏好，政策设计对行业盈利模型产生关键影响。[page::3,4]

6. 国内外市场发展与未来预测（第5页）

• 国内市场高增长：

- 年内新增装机达75.94GWh，同比增长41.5%，同期月度装机波动明显但中长期趋势向上。
- 中标规模远超预期，2025年1-9月中标量达318.4GWh，同比增长190%。
- 政策推动装机规模至2027年底将超1.8亿千瓦（180GW），容量电价机制正在各省推广。
- 电力市场化加速，辅助服务市场完善，提升储能盈利空间。

• 全球市场及电芯供应：

- 美国、欧洲等传统市场稳步增长，新兴市场如中东、澳大利亚、印度快速放量。
- 预计2025全球新增装机256GWh，同比增长35%；2026年351GWh，同比增长37%。
- 储能电芯出货量快速提升，2025年达520GWh，同比增长56%，反映下游强烈需求和备货意愿。

• 相关数据表格解读：

- 中国储能装机从2022年15.9GWh增至预计2026年158.6GWh，年复合增长变动明显。
- 全球锂离子储能市场规模几乎覆盖整体储能市场的98%，技术路线明确。
- 电池出货量与装机数据高度一致，反映产业链供需整体健康。

• 趋势逻辑：政策、市场和技术共同驱动国内外储能市场的快速扩张，供应链快速反应提升装机落地速度。[page::5]

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三、图表深度解读

1. 独立储能工作原理图（第1页）

图表展现储能系统电流转换、充放电工作流程与控制信号传递的具体路径，特别突出功率转换系统（PCS）作为交流与直流之间的桥梁，这对理解储能的实时响应及电网交互至关重要。

2. 独立储能装机及业主布局图（第2页）

• 装机容量增长图展示分省历年装机扩容，山东、江苏、宁夏及内蒙古等省份成主力，表现出区域政策和市场环境驱动效应。

- 业主集中度图反映以央国企为主，部分民营新能源公司介入，显示产业主体多元化趋势。

• 技术结构饼图突出锂离子电池的主导地位，说明技术路径稳定，其他储能技术暂处于实验或早期应用阶段。

3. 电力现货市场峰谷价差（第2页）

• 24小时电价柱状图显示明显的峰谷价格差异，低谷时段价格约100元/MWh，峰值部分超过350元/MWh，直观说明储能套利潜力。

- 报告结合此图强调储能充放电时间点的选择对盈利至关重要。

4. 容量电价补偿测算表（第4页）

• 甘肃和云南两种补偿模式现金流及IRR测算表，展示项目投资回报及容量补偿占比，为理解不同补偿机制风险收益特点提供有力量化支持。

5. 国内储能装机及中标规模月度走势图（第5页）

• 月度装机条形及同比折线图揭示装机波动但总体保持增长。

- 中标功率与容量同比波动明显，2025年1-9月中标爆发，进一步验证下游装机增长动力充足。

6. 全球及中国储能装机与电芯出货预测表（第5页）

• 数据详细且分区域展示未来五年装机趋势，凸显中国与全球市场增长差异，电芯备货量的快速上升符合装机增长逻辑，表明产业链正同步释放产能。

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四、估值分析

本报告未专门展开传统的估值模型（如DCF或P/E倍数法）分析，而是重点通过内部收益率（IRR）测算不同容量电价补偿模式下储能项目的盈利能力。其中：

• IRR测算基础包括详尽的收入与成本假设，如容量电价水平、峰谷价差、电芯成本、融资结构、折旧和运维费用。

- 三种主要容量补偿模式下，IRR分别为：内蒙古放电度电补偿约10%，甘肃功率与时长补偿约13.7%，云南容量租赁模式约7.8%，均符合央企和国企要求，有助于项目融资和推进。

此类盈利能力测算为储能项目投资决策提供了清晰的收益预期基础，间接支持资本市场投资判断。

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五、风险因素评估

报告未专门列明风险章节，但从内容中可隐含以下风险要点：

• 政策执行与调整风险：各地容量电价政策存差异，政策调整可能影响收益稳定性。

- 市场价格波动风险：现货电价峰谷价差和辅助服务收益依赖电网节点供需状况，存在不确定性。

• 技术与成本风险：虽然锂电占主导，但电池价格波动、退役更换成本及项目运维风险需关注。

- 融资风险：融资结构与资金成本变动可能影响项目现金流和收益率达成。

• 市场竞争风险：市场主体多元化，竞争加剧可能压缩储能项目利润空间。

报告虽然未明确提供缓解策略，但通过强调政策保障和市场机制完善，间接表明政府层面拥护储能发展的坚强意愿，为风险降低提供政策支撑。

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六、批判性视角与细微差别

• 政策依赖度较高：报告高度依赖容量电价政策的持续推进作为盈利保证，然而各省政策细节和实际执行力度尚存在不确定性，政策调整将深刻影响市场表现。

- 测算基于假设：内部收益率计算尽管详尽，但部分参数如峰谷价差、电芯价格、充放效率等仍存在变动风险，敏感性分析缺失。

• 技术单一性风险：锂电优势明显，但其他技术路线渗透较少，产业抗风险能力和技术多样性较弱。

- 市场参与主体结构单一：央国企仍为主导，民营企业虽在进入但规模较小，市场竞争格局可能短期内不够充分。

这些细节提示投资者应警惕行业政策依赖风险及价格波动带来的不确定性。

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七、结论性综合

本份国泰君安期货发布的专题报告深刻分析了中国独立储能市场的发展现状与未来预测，呈现出以下关键结论：

• 政策驱动是储能行业盈利改善的核心引擎，容量电价的多模式补偿机制为独立储能项目提供稳定收益保障，且实际测算的内部收益率均达到央企标准，吸引资本持续投放。

- 独立储能作为独立于发电和用户侧的新兴电网关键环节，具备多重盈利路径：电力现货市场的峰谷价差套利、辅助服务调频调峰收入以及新兴的容量电价补偿，为市场规模快速扩张奠定基础。

• 2025-2026年全国储能装机规模和中标项目均呈现爆发式增长，海外多新兴市场加速放量，全球储能市场进入快速扩张期；这一趋势在电芯产能出货数据中得到验证，供应链快速响应需求。

- 重点省份如内蒙古、甘肃、云南代表容量电价补偿的三大典型模式，各自的盈利结构和IRR表现差异明显， 体现了中国区域能源政策的多样化与差异性，也说明未来市场定价机制趋于完善和多元。

• 图表数据充分支撑了文本论断，峰谷价差电价柱状图、装机容量增长趋势图及收益测算表具象化传达市场机遇与风险平衡。

总的来说，报告呈现了中国独立储能行业正处于政策利好驱动和市场快速发展的黄金期，资本入场意愿高涨，产业竞争格局逐步明朗。独立储能有望成为新能源发展新阶段的重要抓手，推动能源结构高效转型与电网稳定运行。针对投资者，报告隐含了应重点关注政策执行情况与市场价格走势的信号，储能板块仍具有显著的增长潜力与投资价值。[page::0,1,2,3,4,5]

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参考图示示例

• 独立储能工作流程示意图

• 储能装机容量省份分布趋势图

• 电力现货峰谷价差图

• 国内储能月度装机趋势图

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综上，报告内容丰富详实，洞悉行业及政策动态，对于储能市场的投资判断提供了坚实的数据与逻辑支撑，是理解中国独立储能现状和未来的重要参考资料。

报告