底层驱动：能源转型目标坚定，风光消纳催生调节需求
从国家能源转型目标来看，到 2030 年新增用电量主要由新能源满足，到 2035 年建成 适配高比例新能源的新型电力系统，非化石能源消费比重需要达 30%以上。近年来，风 电、光伏装机规模迅速扩张，但其出力具有显著的间歇性与波动性，导致其并网后对系 统调节能力提出更高要求。 从数据来看，2021 年以来，全国平均月度弃光率与弃风率波动幅度明显加大，尤其在 2024-2025 年期间出现多次阶段性高峰，这反映出随着新能源占比提升，局部地区在特 定时段出现电力供需不平衡与调峰能力不足的问题。在此背景下，传统火电深度调峰空 间有限，抽水蓄能建设周期长、选址受限，而新型储能凭借响应速度快、部署灵活、调 节精度高等优势，成为解决新能源波动性、降低弃光弃风的关键手段。因此，储能需求 的根本驱动力是能源转型进程中日益严峻的消纳矛盾所催生的系统级调节需求。
新能源发电具备间歇性和波动性特性，消纳需要新增调峰、调频资源。当新能源大量接 入电网时，容易造成电力供需失衡：发电多时可能“弃风弃光”，发电少时又可能供电不 足。因此，电网需要调峰（在负荷低谷时减少出力、高峰时增加出力，平衡日内电量） 和调频（实时调节功率，维持电网频率稳定在安全范围内），以平抑新能源波动、保障电 力系统安全可靠运行。
调峰
从系统维度来看，储能已成为调峰资源的高效替代与新增风光的刚需。在存量电力系统 中，随着储能初始投资成本降至 0.8–0.9 元/Wh，其在频繁调节、启停和高谷价差场景 下已显著优于火电。相比火电深度调峰或冷态启停，储能具备秒级响应、6000 次循环 寿命和零碳排放优势，尤其在新能源波动加剧背景下，能有效降低系统调节成本，实现 对部分火电调峰功能的经济性替代。
在增量市场中，随着新增用电需求主要由新能源发电满足，新能源出力曲线与负荷曲线 存在明显错位——如下图所示，新能源发电高峰集中在中午，而负荷高峰在傍晚，导致 午间弃光风险和晚高峰缺电并存。这种发电与负荷曲线的不匹配问题必须通过调峰资源 来解决。
调频
在系统侧，储能也可逐步承担调频功能。传统化石能源机组（尤其是煤电）在响应自动 发电控制（AGC）指令时，普遍存在调节延迟、调节精度不足甚至反向调节等问题，难 以满足高比例新能源接入下电网对快速、精准频率支撑的需求。
电化学储能具备毫秒级响应速度、高调节精度和双向调节能力，能严格跟踪调度指令。 从替代效果看，在满足相同 10 MW/min 爬坡需求下，仅需 20 MW 储能即可替代 500 MW 燃煤机组，调频效率达火电的 25 倍；即便对比灵活性较好的燃气机组，储能效率 也高出 2.5 倍。
边际变化：商业模式脱虚向实，政策强制迈向经济可行
储能需求的边际变化是商业模式脱虚向实，政策强制迈向经济可行。伴随能源转型目标 与消纳压力的升级，国内储能政策已经从初步探索到体系化推进，早期政策侧重于技术 示范与项目试点，近年来转向规模化应用与市场化机制建设。2025 年 11 月《关于促进 新能源消纳和调控的指导意见》明确提出缩短中长期交易周期、充分发挥现货市场功能， 健全完善发电侧容量电价，储能商业模式正在脱虚向实。
独立储能商业模式包括现货市场充放套利、辅助服务（调频/调峰/备用/惯量支撑）、容量 补偿/容量租赁等，国内各省亦依托电力市场改革加速机制完善，机制已经逐步脱虚向实， 其中现货市场以 2025 年底为拐点较为清晰，容量电价作为保障收益已在陆续出台，辅 助服务循序渐进、多数地区尚处于分批结算试运行阶段。
现货市场
我国现货市场建设进入全面加速阶段，储能在现货市场中收益空间大于中长期市场。 2025 年以来国内各省全面加快电力现货市场建设，按照规划在 2025 年底多数省份穷现 货市场连续结算试运行，满一年以上即 2026 年底全面转入正式运行。现货市场价格机 制更加灵活，中长期市场以年度、月度合约为主，现货市场采用实时或日前出清机制， 价格随系统负荷与新能源出力剧烈波动，尤其在晚高峰或新能源出力骤降时，电价可能 快速飙升，如下图所示甘肃 2025 年 2 月 2h 储能系统现货市场平均充放价差为 316 元 /MWh，在中长期市场中平均充放价差为 246 元/MWh。
容量电价
2025 年顶层认可储能为容量型调节资源，储能容量电价预计加速完善。容量电价和电 量电价是电力计费的基本方式。其中，电量电价（电度电价、度电价格）主要以通过相关电气设备的电量为计量基准，单位通常为元/kWh，容量电价主要以相关电气设备容量 或者占用功率为计量基准，单位通常为元/kW。如果相关主体同时采用两种计费，则称 为两部制电价。随着我国新型电力系统的不断建设，发用两侧的设备利用小时数均呈现 出逐步下降的态势，储能电量回收成本困难，增加容量计费更加合理。
我国发电侧调节性资源正在逐步建立容量补偿机制，继抽水蓄能、煤电先后获得容量电 价支持后，国家发改委、能源局在 2025 年 11 月发布的《关于促进新能源消纳和调控的 指导意见》中首次明确将“新型储能”与煤电、抽水蓄能并列，提出“健全完善煤电、 抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制”。
辅助服务
储能参与辅助服务也从早期“鼓励参与”逐步走向机制落地。2021 年政策明确其市场 主体地位，2024 年出台性能挂钩的价格机制，2025 年《辅助服务市场基本规则》进一 步推动公平准入和标准化交易。目前，山东、山西、甘肃、广东等省份已开展储能参与 调频等辅助服务的实际结算，辅助服务已成为储能多元化收益的重要组成部分。
空间：功率空间支撑持续高增，时长提升加快容 量需求
我们选取电力现货市场启动较早的山东、蒙西、山西作为需求测算的案例，核心目的是 展示分时供需变化到底如何产生了储能需求以及需求空间有多大。 其中，山东省近几年新能源装机快速增长，2024 年末发电装机总容量位居全国第二， 同时是我国用电量排名前三的省份，除本省发电外，从外省受入较多电力，因此，山东 省储能需求代表了新能源快速发展的需求大省的情况；内蒙古是我国典型的发电和外送 大省，2024 年末发电装机总容量高居全国第一，2024 年净输出电量超 3000 亿 kWh， 高居全国第一，同时过去 5 年全社会用电量负荷增速达 7.29%，排名全国前 10 名，内 蒙古分为蒙西和蒙东两个片区，其中蒙西是我国电力现货市场首批试点省份，其体量占 据内蒙古整体约 80%，因此，蒙西储能需求代表了我国典型能源基地、外送大省的需求 情况。另外，山西省作为我国首批电力现货市场试点省份，电力市场建设走在全国前列， 作为我国新能源和煤电重点省份、外送大省，储能需求较为具有代表性。
主要测算框架： 鉴于调峰需求将是储能需求的主要来源，因此我们主要针对调峰需求进行测算。 第一步：形成基础输入和假设输入。调峰需求，本质上是未来各个时段供需情况的变化 而产生的，例如峰时段发电供给下降或用电需求提升，而谷时段发电供给提升而用电需 求下降。因此，我们首先需要输入基础负荷、基础电价等基础数据，并且针对基础负荷后续的增长情况进行假设。其中，发电增长假设需要对主要发电负荷类别进行分类假设， 用电增长假设需要对不同时段的用电负荷分情况进行假设。 第二步：根据假设形成分时供需缺口。计算确定目标年份 8760 个小时的供需变化情况， 部分时段供过于求，部分时段供小于求。部分时段供需缺口可能较大，部分时段供需缺 口可能较小。 第三步：计算储能理论需求空间。可以分为功率和容量两方面，功率需求实际上为需要 覆盖功率缺口的程度，而容量需求实际上为需要覆盖发用电曲线的差额面积。引入分时 电价，可以对储能的理论收益空间进行计算，若 IRR 始终大于 6%，则可以按照 6%IRR 测算储能理论需求空间的极限最大值。
最终，根据不同省份的基础输入和假设输入数据，可以得到不同省份的理论储能功率和 容量需求的空间范围。
山东：新增装机已近实际需求下限，上限可展望至约 50GWh
供需假设
根据山东最近一个年度的电力现货市场实时电价，我们定义价差高于 300 元/MWh 的时 段为高低时段，价差低于 300 元/MWh 的时段为平时段，据此，山东省最近一个年度的 高低价分布体现出显著的午间低价、傍晚高价的特征，但大部分时间是平时段。
现在根据高低价时段情况，对供给和需求进行假设。 需求方面：我们假设山东省 2026-2028 年的用电总需求以 5%的增速增长，但是高价时 段负荷以 2 倍于平时段增速增长，低价时段以 0.5 倍于平时段增速增长。
供给方面：新能源按照国家发电量占比持续提升的目标进行假设计算，我们预计山东省 除了未直接参与市场的分布式光伏外，2026-2028 年新能源发电量年增速分别为 33.2%、 27.2%和 23.4%，累计增速为 33.2%、69.5%和 109.1%。直调火电方面，2026-2028 年的总体发电量年增速分别假设为-0.3%、-0.6%和-0.9%，累计增速为-0.3%、-0.9%和1.84%，保持小幅下降。外来电方面，考虑到新增外来通道的持续贡献和既有通道利用 率的提升，年累计增速分别为 12.8%、27.3%、43.6%。考虑到储能对火电的替代效应， 直调负荷在低价和高价时段假设以稍高的速度下降。
储能需求
根据上述假设，随着供给和需求在高低价时段上的产生的供需缺口，进而产生了储能调 峰的需求。以下分为下限情景和上限情景分别对储能需求进行测算，其中下限情景指的 是按照储能预期分时需求的 40%分位数进行储能配置，这样约有一半以上的价差仍预 期扩大，并不影响储能收益；上限情景按照价差不变且储能综合 IRR 为 6%为前提，这 样储能如果接近这个值，预期收益率将会不达标。 下限情景： 根据我们的计算分析，山东省 2026 年 2h 储能 40%分位数为 3755MW，4h 储能 40% 分位数为 2971MW，6h 储能 40%分位数为 1961MW，8h 储能 40%分位数为 1188MW。
根据我们的计算分析，山东省 2026-2027 年累计 2h 储能 40%分位数为 7969MW，4h 储能 40%分位数为 6219MW，6h 储能 40%分位数为 4196MW，8h 储能 40%分位数为 2373MW。
根据我们的计算分析，山东省 2026-2028 年累计 2h 储能 40%分位数为 12285MW，4h 储能 40%分位数为 9900MW，6h 储能 40%分位数为 6682MW，8h 储能 40%分位数为 3546MW。
按照上述水平，我们预计下限情景中，山东省 2026-2028年储能新增功率需求 3755MW、 4214MW、4317MW；若配至 2h 储能，容量需求分别为 7510MWh、8427MWh、 8633MWh；若配至 8h 储能，容量需求为 19751MWh、21764MWh、23309MWh。
上限情景中： 逐步增大各个时长的储能需求，最终使得 IRR 水平为 6%。根据测算，上限情景中，山 东省 2026-2028 年储能新增功率需求 6586MW、7274MW、7774MW；若配至 2h 储 能，容量需求分别为 13172MWh、14548MWh、15548MWh；若配至 8h 储能，容量需 求为 48242MWh、53410MWh、57056MWh。
（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。）
