（一）电化学储能为电力系统重要调节资源，装机规模持续 扩张
电化学储能为新型电力系统中重要灵活性调节资源，其主要包括锂离子电池储能 折2024 年国内占比 96%以上）、铅酸/铅碳电池储能、液流电池储能等，具备平衡 实时功率、实现能量时空转移折削峰填谷）功能，以增强电网调节能力与改善风 光消纳问题。相较于抽水蓄能，电化学储能具有更快的响应速度，以短时储能为 主力发展方向，目前装机规模处于快速扩张阶段。从应用场景出发，电化学储能 可再细分为电源侧、电网侧、用户侧三类，其中电源侧的新能源配储与电网侧的 独立储能占比较高，截至 2025H1 末分别占比 37.8%和 56.6%。
截至 2025Q3 末，国内电化学储能规模达 80.43GW/188.91GWh，分布呈现较强 区域特征。伴随风光机组入市后主动调峰需求增加，叠加地方性电价政策落地， 前三季度国内电化学储能新增装机 18.29GW/47.54GWh“折2024Q1-3 新增规模为 17.18GW/39.68GWh）。区域分布上，电化学储能主要分布于新能源装机占比高的 西北、华北地区以及高峰用电需求大的华东地区；其中截至 2025H1 末内蒙古、 新疆、山东、江苏、宁夏位列累计装机规模的前五位，装机容量合计占比约 49.7%。 根据《新型储能规模化建设专项行动方案折2025-2027 年）》，到 2027 年全国新 型储能装机规模目标为 180GW，部分省区亦已出台““十五五”期间新型储能发展 规划。今年受政策驱动下储能需求爆发，2025 年前 11 月新型储能项目招标落地 规模约 405GW，同比增长 182.10%。
新能源强制配储取消后，电网侧独立储能为主要新增类型。截至 2025 年上半年 末，我国累计投运独立储能 42.9GW，占电化学储能总规模比例 56.6%。因 136 号文取消新能源强制配储，独立储能已成为新增电化学储能的主要应用场景，上 半年新增储能装机中独立储能占比 61%，而三季度新增量占比提升至 83%，预计 年底前仍有较大新增体量“折2024Q4 新增电化学装机约占全年的 54%）。规模与时 长方面，2025 年上半年国内电化学储能中 100MW 及以上的大型储能占比达 67%， 较 2024 年增长 2pct，同期储能平均时长 2.31h，较 2024 年增长 0.04h。
市场机制逐步完善下，电化学储能利用效率有所提升。2025 年上半年，电化学储 能平均利用小时 513h“折同比+49h），等效充放电次数 121 次“折同比+6 次），约每 1.5 天实现一次完整充放电。其中，火电配储可协同响应电网指令，灵活性较高， 其等效充放电次数可达 444 次，即日均完成超 2 次完整充放电；新能源配储收入 相对单一，且设备调用可靠性偏低，等效充放电次数仅 95 次折同比+5 次）；独立 储能盈利模式多元，利用率稳步增长，等效充放电次数达到 145 次折同比+11 次）， 即已逐步接近日均一充一放。
具体至省区而言，青海、浙江、甘肃利用小时数领先。2025 年上半年，青海、浙 江与甘肃三地独立储能平均利用小时数超 1000h，其中甘肃地区利用小时数同比 增长近 300h；河北、广东、山东、宁夏等 10 省区平均利用小时数亦超过了 500h。 此外，平均等效充放电次数排名前五位的省依次为浙江、广东、江苏、甘肃和云 南。
（二）省级政策逐步落地，独立储能盈利模式加快构建
储能盈利模型加速建立，容量补偿、辅助服务与现货套利构成主要收益来源。136 号文后新能源取消强制配储，储能租赁市场逐步退出，“容量电价+调频收益+现货 套利”成为主要盈利模式，今年多地容量补偿政策落地带动需求快速提升，储能从“被动配套”转向“主动选择”。例如，甘肃依机组容量进行容量补偿，补偿额度为储 能满功率放电时长/6*330 元/kW·年，此外储能亦可通过调频市场获得辅助服务收 益、通过现货市场获得峰谷套利收益；蒙西则依放电量进行容量补偿，补偿期十 年，其中 2025 年投产机组补偿 0.35 元/kWh、2026 年投产机组 0.28 元/kWh“折日 全容量调用≤1.5 次），与甘肃类似，蒙西储能亦可参与现货市场等获取其他收入。
现阶段储能盈利高度依赖政策支持，其中容量电价补偿为核心收益来源。我们对 已出台容量电价补偿省份的独立储能项目盈利能力进行测算，发现容量补偿与峰 谷套利收益为独立储能项目最主要收入来源。其中，蒙西因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。
蒙西：以 100MW/400MWh 储能电站进行测算，假设机组投产十年内容量补 偿均为 0.28 元/度折即当前政策对 2026 年投产机组的补偿标准）、现货市场 峰谷价差 0.30 元/度、调频里程价格 2 元/兆瓦，日均充放电 1 次下年均收入 0.52 亿元，对应年均 ROE 约 10.9%、全投资 IRR 7.3%；若存续期内容量补 偿均为 0.350 元/度折即对 2025 年投产机组的补偿标准），其余假设不变，机 组年均收入 0.56 亿元，对应年均 ROE 约 13.2%、全投资 IRR 9.0%。
甘肃：以 100MW/400MWh 储能电站进行测算，以“330 元/年·kW×满功 率放电时长/6”计算，对应容量电价补偿 0.22 亿元/年，假设现货市场峰谷价 差 0.30 元/度、调频里程价格 6.0 元/兆瓦，日均充放电 2 次下年均收入 0.74 亿元，对应年均 ROE 约 13.6%、全投资 IRR 6.5%。
新疆：以 100MW/400MWh 储能电站进行测算，假设后续容量补偿延续 2025 年的标准 0.128 元/度、调频里程价格 6.0 元/兆瓦、现货峰谷价差 0.30 元/度， 日均充放电 1.5 次下年均收入 0.63 亿元，对应年均 ROE 约 11.1%、全投资 IRR 5.7%。
河北南网：以 100MW/400MWh 储能电站进行测算，假设容量电价维持 100 元/kW、调频里程价格 6.0 元/兆瓦、现货峰谷价差 0.40 元/度，日均充放电 1.5 次下年均收入 0.66 亿元，对应年均 ROE 约 12.8%、全投资 IRR 6.5%。
山东：以 100MW/200MWh 储能电站进行测算，假设储能所获容量补偿为 0.04 元/度折市场化用户侧收取标准为 0.071 元/度，但发电侧需根据可用容 量分配补偿，故储能度电收入实际可能低于收取标准）、调频里程价格 6 元/ 兆瓦、现货峰谷价差 0.40 元/度，日均充放电 1.5 次下年均收入 0.34 亿元， 对应年均 ROE 约 13.3%、全投资 IRR 6.8%。
河南：以 100MW/200MWh 储能电站进行测算，其容量电价补偿为““165 元 /年·kW×满功率放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长”，假设全年最长净 负荷高峰持续时长为 6h、调频里程价格 6.0 元/兆瓦、现货峰谷价差 0.383 元 /度“折当地保底政策），机组年均调用 350 次下年均收入 0.25 亿元，对应年均 ROE 约 9.0%、全投资 IRR 5.0%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
