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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。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 ≥5%。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，约占市场总收入的 11%。

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，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折第二&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。