136号文带来的行业拐点
136号文对我国储能行业的影响无疑是显著且深远的。从短期来看，除了5.31节点的风光新能源抢装，引 起储能短期需求爆发，136号文对储能最直接的冲击来自于取消强制配储，以某省100MW/200MWh的独立储 能电站为例，在“电能量价差+容量补偿+容量租赁”的市场收益模式下，我们测算2024年该项目136号文 前的收入结构为52%容量租赁业务、16%容量补偿、32%现货套利，配储政策的退坡将直接冲击容量租赁的 价格与需求。
从实际的表现来看，国内储能是持续超预期的。2025年10月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计 1.70GW/3.52GWh，同比-35%/-49%，环比-51%/-66%，Q4首月新增装机规模下降，主要是受到项目建设周 期影响，而前10个月累积新增装机规模达35.8GW，同比增长36%，考虑到目前处于调试和收尾阶段以及明 确计划于年底前并网的在建项目规模，乐观预期今年新增投运规模将达到42GW-45GW，市场稳中有进。
除此之外，结合具有前瞻性的招标数据，根据寻熵研究院跟踪统计，2025年前10个月，国内合计完成储 能项目（包含系统、EPC、电芯、直流侧集采等口径）采招约101.64GW/371.4GWh，其中8月单月完成储能 系统和EPC招标25.8GW/69.4GWh，创历史新高，后续新项目推进势头强劲。
超预期的市场表现体现政策的前瞻性与全局性。136号文的一大重要意义在于将消纳压力通过市场的方式 更有效快速地分摊给电源侧与用电侧，而完成这一传导的工具则是储能。特高压等外送通道短期内难以 配套，消纳压力持续催生电网对于储能调峰调频等辅助服务的需求；而新能源的全面入市将显著提升电 力价格的波动性，为储能电站带来更大的套利空间，风光新能源的电站业主也需要配置储能让自身能厘 清“总账”。电网、发电集团、储能运营商等电力系统参与者均对储能产生愈发旺盛的需求，而这次的 需求是相对更市场化的，若配合合理的政策引导，有望迎来国内储能发展的重大拐点，我们通过对各主 力省配套政策及其效果的梳理，解析当前国内独储行业所处的新阶段。
广东：核心诉求仍为调频服务
2024年广东全社会用电达9121亿千瓦时，同比+7.3%，成为全国首个电量突破9000亿千瓦时的省份，其中 工业用电5216.25亿千瓦时，占比约57%，全省统调最高负荷达到1.57亿千瓦，再创历史新高。负荷压力 大、工商业占比高、昼夜波动明显、容易受天气、出口周期影响等特点让电力系统出现频率偏移的风险 增大。
而从发电结构看，截至2025年9月，广东省6000千瓦以上装机量约为202.86GW，其中火电/水电/风电/光 伏装机占比分别为66.03%/7.25%/9.16%/9.59%，此外还有接近20-30%的用电负荷依赖西电东送满足，火 电调节速度慢、跨区运输波动性大、新能源装机占比提升（尤其6000千瓦以下）等因素导致当地电网十 分注重调频资源的储备和考核。
早在2018年，广东就启动并建成调频辅助服务市场，在历经多年的摸索与发展后，中国南方电力调度控 制中心于今年发布《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2025年版）》。《交易实施细则》明确 允许独立第三方辅助服务提供者直接作为调频服务提供者参与市场，并引入了归一化指标、边际替代率 系数（Fm） 用于出清排序，从政策上肯定了电化学储能毫秒级响应所能带来的调频价值。
调频市场按“边际出清、日前报价、日内出清、月清月结”的方式进行，发电企业以发电单元为单位参 与调频市场，以每小时为一个时段，在日前申报次日的调频里程价格，并考虑到独储、火电联储等发电 单元的差异将调频里程价格进行归一化处理，最后按调整后的调频里程排序价格以及P值、K值等性能指 标进行出清。
与其他发电主体相比，独立储能对调频服务优势显著，叠加当下广东省内可参与调频的独立储能电站项 目数量有限，存量独储电站基本均以低价申报争取全容量中标，并享受较高的边际出清价格。我们以一 个100MW/200MWh的存量独储电站为例进行测算，即便考虑到前期电芯价格较高的成本压力，优质项目的 IRR有望超15%，但辅助调频的收入占比可能接近95%，项目收益率对调频里程与调频价格变化的敏感性较 高。
储能项目的高收益引发当地投资建设热潮，根据储能与电力市场数据统计，2025年8月广东省备案储能项 目284个，总规模超14.38GW/30.59GWh，环比7月+146%，其中独立式储能项目为规模主力，贡献 14.24GW/30.26GWh，且单体项目最大规模达1GWh，即便项目最终落地规模与备案量有较大差异，但仍将 显著冲击当前的存量规模。
市场的规模是有限的，根据广东电网《关于做好我省2025年度新型储能电站项目建设论证及并网接入有 关工作的复函》指出，当前广东调频市场需求空间约100-150万千瓦，占统调负荷的1% ，后续增长空间 有限，独立储能项目并网规模的增加将导致市场进入饱和，恶化竞争格局。我们认为后续广东独储可能 进入高度市场化的竞争阶段，调频价格中枢将下移，各储能电站需提升自身K值表现争取更大的调频里程， 储能电站的软硬件一体能力与区位优势将愈发重要。
除此之外，政策端的支持仍要继续加码，尤其是打开市场空间的天花板，如放开调峰市场、一次调频等 辅助服务的市场化，根据广东电网测算广东新型储能调峰需求有望从当前约500万千瓦的规模增长至2030 年的800-1000万千瓦，容量大、增速快，配合合理的市场化机制，有望成为广东储能新的运行模式。
内蒙：市场化引导调峰
内蒙古拥有丰富的风光资源，新能源项目开发旺盛，截至2025年9月，内蒙古全省6000千瓦以上电源装机 约267.71GW，其中水电/火电/风电/光伏装机占比分别为0.90%/45.88%/35.81%/17.4%，新能源容量占比 已超50%。而虽然当地承担了外送电量的重任，但由于外送通道建设周期滞后于发电侧，内蒙古弃风弃光 率压力骤升，25年前9个月内蒙累积光伏利用小时约为971h，同比下滑约160h。
除此之外，2024年内蒙古全社会用电量约为5193.41亿千瓦时，同比增长7.67%。较全国增速平均数高出 0.87%，其中第二产业用电量4539.12亿千瓦时，同比增长7.60%，用电占比约为87.4%，电解铝、铁合金、 化工等重工业为省内主要负荷领域，“消纳压力”与“恒定高负荷”共同催生当地对于储能的需求。
2025年3月，内蒙古自治区能源局印发《关于加快新型储能建设的通知》，对纳入自治区独立新型储能电 站规划的独立新型储能电站执行补偿，补偿标准一年一定，每年9月底前公布次年补偿标准，补偿标准明 确后执行时间为10年，2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/kWh，2025年6月30日前不能开工的 独立新型储能电站项目不执行2025年度补偿标准。
本次政策的核心细节在于补偿按照独立新型储能电站向公用电网的放电量执行，而独立储能电站作为独 立的市场主体，平常运行可自主选择是否参与电力中长期交易，可自主申报充放电曲线，充放电量按照 市场交易规则和要求结算。补贴的执行让当地的储能项目具有可融资性，而相关的细节则从市场化的角 度引导储能项目实现低谷充电、高峰放电的调峰功能。
独立新型储能电站的补偿费用以月度为周期在发电机组（厂站）间根据装机容量分摊，包括自治区范围 内接入蒙西、蒙东电网的各发电机组（厂站），暂不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站。电网企业 按月测算补偿资金规模和各发电机组（厂站）的分摊费用，向各发电厂发布。
从市场反馈来看，2025年前九个月内蒙古已完成投资备案新型储能项目93个，备案规模 29.71GW/122.26GWh，总投资规模1155.43亿元，投资业主方以当地能源集团与资本敏感度较高的民企为 主，其中89个项目拟于2025年内开工，65个项目拟于年内建成，年内拟建成规模为19.647GW/81.778GWh。
年内拟建成规模已超存量规模两倍，项目扎堆落地引发市场对于高收益可持续性的担忧，2025年11月内 蒙古能源局发布《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》，将2026年度独立新型储能电站向 公用电网放电量的补偿标准调整为0.28元/千瓦时，并指明原则上清单内储能电站日内全容量充电次数不 得超过1.5次，对短期较为拥挤的独立储能赛道进行合理调整。但补贴费用仍由发电侧分担，考虑到内蒙 当地仍有较大规模的火电场站，高成本运营下将再添费用负担，政策机制仍有完善空间。
我们仍以一个100MW/200MWh的独储电站为例进行测算，近来开工的项目均已能享受到低价电芯的成本红 利，在套利价差0.25元/kWh ，每日全容量充放电次数1.5次的条件下，我们假设补偿标准或相关收益标 准能维持0.28元/kWh ，测算项目IRR可以达到12-13%的较为可观水平，现货市场套利与放电补偿将分别 贡献电站约40-50%的收入，项目运营开发商可通过投资长时储能、提高交易能力等方式尽可能享受当前 红利。
甘肃：定位储能为备用电源
虽然同属西北地区，但甘肃与内蒙古的情况存在较大差异。首先在电源装机结构上，截至2025年9月，甘 肃 6000 千瓦以上电源装机约 112.42GW ， 其中水电 / 火 电 / 风 电 / 光伏分别占比约为 7.85%/27.99%/33.63%/30.53%，被视为安全支撑的火电装机相对较少，且风光新能源的占比更高。
而从用电侧来看，甘肃2024年全社会用电量约为1746亿千瓦时，同比增长约6.18%，自身消纳的电力负荷 仍相对较低，且由于当地电网基础设施建设相对薄弱，作为核心枢纽却受限于外送通道，省内出现电压、频率波动的风险相对更高，储能在甘肃的定位更类似一个“备用电源”。
结合《2024年甘肃电力市场交易信息报告》、《2024年甘肃电力市场年报》所披露的数据，2024年甘肃 省内累计产生补偿费用23773.76万元，其中调峰容量市场累计补偿费用6021.16万元，调频辅助服务市场 累计补偿费用177752.50万元，西北区域省间调峰辅助服务市场累计费用57955.79万元；其中参与调频辅 助服务市场的储能电站10家，最终补偿及分摊最终金额为12071.39万元。
电能量市场方面，24年甘肃储能实现电力现货正电量4.45亿千瓦时，现货负电量5.31亿千瓦时，产生相 关费用1.21亿元，以正电量为储能上网电量测算，对应当地储能度电现货价差收益为0.2719元。辅助市 场规模较小，电能量市场度电收益空间不足约束着前期甘肃储能项目的收益水平。
宁夏
宁夏出台了一系列的政策组合拳，首先是25年9月中旬的《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意 见稿）》，对于合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能实施容量电价机制，容量电价标准2025年10 月至12月按照100元/千瓦·年执行，2026年1月起按照165元/千瓦·年执行，电网侧新型储能的有效容量 根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定。
而在9月末，宁夏自治区发改委发布《关于开展宁夏电力现货市场连续结算试运行工作的通知》，进一步 明确独立储能参与现货电能量市场及调频等辅助服务的基本规则：（1）独立储能以“报量报价”方式参 与现货市场，可自主选择充放电时段与价格；（2）辅助服务市场与现货电能量市场独立运行，服务品种 包括调频和爬坡；（3）申报调频里程价格（5–15元/MW），实时出清后按实际调频容量结算。
整体来看，宁夏与甘肃对于储能的政策引导有高度重合的地方，但考虑到当地电力环境以及电力现货市 场发展阶段，我们预计对于一个新建的独储电站而言，调频辅助仍只能贡献相对较少的收入，日充放次 数在1-1.5次，现货度电差价保守预期在0.25-0.3元，结合容量电价补偿，在同样的成本条件下收益水平 可能略低于甘肃独储项目。
河北
根据《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》，围绕河北南网、冀北电网电力系统调节 资源需求，河北省分别确定执行容量电价机制的独立储能容量规模，依全容量并网时间先后通过竞争的 方式确定享受容量电价激励机制的独立储能电站，先建先得，2025年1月1日至2026年12月31日参与竞争 的独立储能容量规模为河北南网/冀北电网7.7GW/8.3GW，测算合计对应能量规模可能超40GWh。
独立储能电站可获得的容量电费根据容量电价标准和月度平均可用容量确定，年度容量电价为100元/千 瓦，月度标准按8.3333元/千瓦执行，月度平均可用容量=∑0.5x(日可用充电容量x可持续充电时长+日可 用放电容量x可持续放电时长)/4小时/当月总天数。2026年6月1日之前，按省级批复期限建成并网的独立 储能项目通过竞争方式获得容量电费的时限为24个月。
当地政策通过“限时限量、先到先得”的设计刺激独立储能在短期之内快速落地，考虑到可用容量的规 则，我们预计一个100MW/400MWh独储电站合理年度容量电价约为70-75元/千瓦，与其他省份相比力度有 限，但仍有托底的支撑作用。
河北独储电站的核心收入来源可能还是电能量收入，虽然当地电力现货市场仍处于试运行阶段，但独立 储能电站在参与电力市场交易前其放电电量均可纳入代理购电范畴，充电电量用电电价暂按工商业代理 购电价格执行，放电电量按照当地当月代理购电平段价格结算，参考河北省工商业代理购售电价格、中 长期月度集中竞价市场价格，我们预计短期当地储能电站平谷段价差为0.45-0.5元/kWh，而即便后续进 入现货市场可能仍有0.3元以上的度电收益，电能量收益空间相对较为可观。
新疆
早在2023年新疆就出台了《自治区发展改革委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》，规定当地独立储能电站可自主选择参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务等市场，并主要 为储能梳理了两大收益模式：
（1）容量补偿，2025年底前，补偿标准按放电量计算，2023年暂定0.2元/千瓦时，2024年起逐年递减 20%，补偿所需资金暂由全体工商业用户共同分摊，电网企业按月根据补偿资金规模和工商业用电量测算 分摊标准。
（2）调峰辅助服务，对独储电站执行特殊调用支持政策，在全网弃风弃光时段根据电力调度机构指令进 入充电状态的，对充电电量进行0.55元/千瓦时的补偿；其放电量按照0.25元/千瓦时结算，不再享受容 量电价补偿，电网企业在同等条件下确保优先调用储能设施，南疆四地州投运独立储能项目原则上2023 年全年调用完全充放电次数不低于100次。
整体来来看，新疆与内蒙是较为近似的，容量补偿均是以放电量计算，强调储能在当地的实际使用情况， 而且新疆会更注重可调用性与系统效益，为调峰服务提供了较为可观的理论收益。过去新疆储能主要以 大基地配套、新能源配套的装机为主，前期独储项目仍有较大不确定性，而随着相关支持政策的落地以 及当地消纳诉求的催化，新疆独储电站有望迎来放量机遇。
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