136 号文推动储能向市场驱动转型，盈利模式持续 优化。
始于强制配储，136号文开启市场化驱动新篇章。复盘国内新型储能行业发展历 程： 政策驱动期（2020-2024年）：2020年以来新能源装机规模快速发展，电网消纳 压力逐步显现，新型储能作为平抑新能源出力波动、补充电力系统灵活性资源的重 要手段之一，重要性逐步提升。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加 快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能建设规模达到30GW。 随后，各地相继出台新能源并网需强制配套10%-20%、2h储能的要求，行业高景气 态势初显。2023年7月，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建 新型电力系统的指导意见》，储能应用场景、商业模式、盈利机制逐步明晰。根据国 家能源局数据，2022-2024年新增新型储能装机16.8/48.6/109.8GWh，连续三年增 速超100%，储能行业已呈现规模化发展。
市场驱动期（2025年以后）：强制配储虽带动新型储能装机规模的快速增长， 但新型储能利用率较低、盈利能力较差等问题日益凸显，2025年2月国家发展改革委 和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的 通知》（发改价格〔2025〕136号，下文简称“136号文”），明确指出不得将配置 储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着强制配储时代落幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随着136号文推动新 能源全电量参与市场，新能源消纳压力逐步向新能源运营商自身转变，此外现货市 场快速推进带动负电价频率提高、时段拉长，新型储能作为支撑新能源消纳与电网 灵活性资源的刚需仍在，市场驱动的电网侧储能有望保持快速增长。
136号文关键在于推动新能源全电量入市并构建可持续发展价格结算机制，短 期看，新能源全电量入市，其所需要承担的消纳成本将通过电力市场全面显现，新 能源强制配储政策取消成为必然，短期内或导致储能需求阶段性下降。长期看，新能源全量入市进一步拉大现货峰谷价差，为调节性资源提供更多效益空间，一方面 增大独立储能需求，另一方面对储能运行提出更高要求，树立高性能护城河。 136号文推动新型储能从强配到市场化收益转型。136号文推动储能产业由政策 驱动转向市场驱动，我们认为136号文推动储能产业三重变革，①储能价值模式改变， 强制配储退出后，过去依赖补贴和行政指令的商业模式或终结，储能需要通过电力 现货市场、辅助服务市场、容量补偿等市场化交易实现盈利。未来储能电站有望跳 出唯成本中标的模式，更加考验储能系统全生命周期收益能力。②投资方或更为谨 慎，面对全面市场化、充分竞争的电力市场，新能源项目投资方对配储经济性的评 估或更为谨慎。③企业必须通过技术优势、商业模式创新和成本控制提升自身竞争 力，倒逼储能企业从“低价竞标”转向“价值创造”，对储能系统的独立市场化交易 提出更高要求。
源网侧储能已形成以容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务交易为主的 商业模式，136号文后电能量市场重要性提升、容量租赁模式或调整。2023年以来 关于电力市场、容量补偿、容量租赁的政策密集出台，促进独立储能盈利模式拓宽， 市场化进程进一步加快。根据EESA数据，以广东为例，2024年容量租赁仍占据收益 的主要比例，现货市场收益仅占比11.4%，136号文取消强制配储要求，预计后续容 量租赁市场商业模式或迎来调整。2025年4月国家发改委发文要求加快现货市场建 设，根据兰木达电力现货统计，2024年山东、甘肃、蒙西、山西现货市场峰谷差率 超过50%，分别达到72.4%、69.0%、61.9%、58.8%，预计随着新能源全面入市， 现货市场峰谷价差率有望持续拉大，电能量市场在储能收益模式中的重要性逐步提 升，叠加辅助服务费用逐步向终端用户传导，独立储能经济性逐步好转。
现货市场建设提速，新疆、宁夏、青海、江西等仅结算试运行省份独立储能商 业模式有望优化。2025年4月国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于 全面加快电力现货市场建设工作的通知》提出，全面加快电力现货市场建设，2025 年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场 发现价格、调节供需的关键作用。截至2025年6月10日，已有山西、山东、广东、甘 肃、蒙西、湖北6省（电力区域）现货市场转正式运行，安徽、陕西力争6月底前转 入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行，其余省份25年底前启动连续结算试运 行，对于新疆、宁夏、青海、江西等现货市场仅结算试运行省份，现货市场建设加快 亦有助于新型储能向获取市场化收益转型。
利用次数提升优化独立储能盈利能力。2024年3月国家能源局发布《2024年能 源工作指导意见》中提出强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施；同月，国 家能源局再发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，进一步保障新型储能 利用率。根据中电联统计数据，2024年电化学储能利用率明显提升，年均利用小时 数由2023年的611h提升至2024年的911h，同比+49%；平均等效充放电次数（统计 期间实际充放电量与2倍额定能量比值）由162次提升至211次（相当于1.7天完成一 次完整的充放电），同比+36%。整体利用率方面：火储联调>工商业配储>独立储能> 新能源配储，新型储能利用率持续提升。
未来新型储能发展将以独立储能为主要形态。2023年9月国家发改委等部委发 布《电力现货市场基本规则（试行）》、11月《关于进一步加快电力现货市场建设 工作的通知》发布，现货市场建设步入加速期。现货市场建设完善储能商业模式，促 进独立储能发展，根据中电联统计的全国电力安全生产委员会20家成员企业数据， 2024年储能新增37.1GW，其中独立储能23.1GW，同比增长148.4%，新能源配储 13.2GW，同比增长60.3%，独立储能占比达到62.3%，同比增长10.9pct，独立储能 发展提速。
136号文短期影响装机需求，预计2025年储能新增同比小幅增长。根据国家能 源局数据，2024年国内光伏新增277.2GW，其中集中式光伏新增159.4GW。根据 CNESA数据，2024年国内储能新增装机43.7GW/109.8GWh，其中大储新增40.9GW/102.7GWh，测算2024年集中式光伏对应功率配比25.7%、配储时长2.5h， 配储功率与配储时长较2023年均大幅提升。尽管136号文取消强制配储要求，但光伏 新增装机加剧电网消纳压力，推行全电量入市与市场化竞价将拉低机制电价，现货 市场峰谷价差进一步拉大，储能作为灵活性资源仍具备刚性需求。我们假设2025- 2027年光伏新增250/262/288GW，同比-10%/+5%/+10%，集中式光伏占比55%，储 能功率配比提升至32%/35%/40%，配储时长逐步提升至2.6/2.7/2.8h，对应大储新增 需求达114/136/178GWh。考虑工商储新增装机后，预计2025-2027年国内储能需求 达123/146/190GWh，同比+11.7%/19.5%/30.0%。
