储能价格机制理顺后，国内储能真能高速增长吗？

储能商业模式的历史变革

强制配储模式的局限

在过去的强制配储模式下，储能主要用于风光弃电消纳。但尴尬的是，其调用权限往往受限。中电联2024年数据显示，当年新能源配储年均等效充放电次数仅177次，项目经济性大打折扣。这是因为在该模式下，储能的应用场景和收益途径相对单一，难以充分发挥其价值，导致盈利困难。

独立储能模式的优势

独立储能模式为储能行业带来了转机。在此模式下，储能的收入来源变得多元，可获得电能量、辅助服务及潜在容量电价等收入。即使不考虑融资贷款及容量电价收入，国内典型储能项目度电收入也有望达到0.35元/kWh，对应项目IRR为4.1%，具备一定投资吸引力，让储能发展有了新的活力。

储能项目的盈利能力剖析

电能量收入情况

电能量收入方面，从17电力数据可知，2024年蒙西、山东、甘肃、山西、广东等地现货价差各有不同，分别为465/351/265/263/212元/兆瓦时。虽然现货价差存在波动性，但基本能维持0.3元/Wh价差，且日均充放电次数大于1次，这为储能项目通过电能量获取收入提供了一定保障。

辅助服务收入情况

《中国电力市场发展报告》显示，2024年全国电力辅助服务市场费用达402.5亿元，其中调峰费用占比最高，为330亿元，调频69亿元，备用2.9亿元，其他0.3亿元。随着现货市场建设推进，调峰逐步调整，调频、备用等将成为储能参与辅助服务的主流，为储能带来新的收入增长点。

容量电价收入情况

目前多个省份在探索容量补偿。内蒙古以0.35元/kWh按电量补偿，甘肃以110/220元/kW按容量补偿。这种探索有助于储能固定成本回收，对储能需求起到积极推动作用，尽管还处于试点阶段，但已展现出良好前景。

储能行业的未来展望

现货市场的积极影响

国家发改委发布的《电力现货连续运行地区市场建设指引》带来利好。其鼓励新型储能等新型经营主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争，这一举措能提升储能项目的利用率，让储能在现货市场中发挥更大作用，进一步挖掘其商业价值。

容量电价的发展趋势

2025年9月12日印发的新型储能规模化建设专项行动方案提出推动完善容量电价机制。在各省市试点的基础上，国家层面容量电价有望推出。测算显示，无杠杆投资下，容量电价达100元/kW可提升项目IRR，且对终端用电价格影响小，具备可行性。

储能行业的风险与投资策略

面临的风险因素

储能行业并非一帆风顺，存在诸多风险。需求可能不及预期，政策也可能超预期变化，逆全球化加剧会影响海外业务拓展，行业竞争加剧会恶化竞争格局，上游原材料价格大幅波动也会带来成本压力，这些都给储能行业发展带来挑战。

投资策略的方向

不过，随着136号文件发布，储能行业新发展模式开启。目前项目有盈利性，容量电价机制若推出将增强收入确定性。基于此，看好储能产业链相关头部厂商，包括储能系统集成商、电芯供应商、PCS供应商等，为投资者指明方向。

相关问答

强制配储模式对储能项目经济性有何影响？

强制配储模式下，储能主要用于风光弃电消纳，调用权限受限，年均等效充放电次数少，导致项目经济性较差，盈利困难。

独立储能模式的收入来源有哪些？

独立储能模式收入来源多元，包括电能量收入、辅助服务收入，还有潜在的容量电价收入，为项目带来盈利可能。

目前哪些省份在探索容量电价补偿？方式有何不同？

内蒙古、甘肃、宁夏等省份在探索。内蒙古按电量补偿，为0.35元/kWh；甘肃按容量补偿，为110/220元/kW。

现货市场建设对储能项目有什么作用？

国家鼓励相关主体参与现货市场竞争，能提升储能项目利用率，让储能在市场中发挥更大作用，挖掘商业价值。

储能行业面临哪些风险？

面临需求不及预期、政策超预期变化、海外业务拓展难、竞争格局恶化、上游原材料价格波动等风险。

投资储能行业应关注哪些头部厂商？

可关注储能系统集成商、电芯供应商、PCS供应商等头部厂商，这些企业在储能产业链中有重要地位。