公用事業(yè)行業(yè)電氣化大時代之國內(nèi)儲能篇：政策催化下獨立儲能放量，關(guān)注“十五五”電費收支平衡與頂層電價機制.pdf

公用事業(yè)行業(yè)電氣化大時代之國內(nèi)儲能篇：政策催化下獨立儲能放量，關(guān)注“十五五”電費收支平衡與頂層電價機制。省級電價政策逐步落地，獨立儲能迎短期搶裝潮。電化學(xué)儲能作為新型電力系統(tǒng)中靈活 性調(diào)節(jié)資源之一，具備平衡電網(wǎng)實時功率、電量削峰填谷功能，應(yīng)用場景以電網(wǎng)側(cè)的獨 立儲能以及 電 源 側(cè) 的 風 光 配 儲 為 主 ， 截 至 2025Q3 末電化學(xué)儲能規(guī)模達 80.43GW/188.91GWh，其中獨立儲能占比 58%。2025 年以來蒙西等省電網(wǎng)側(cè)儲能容 量電價政策落地，帶動 1-11 月新型儲能項目采招規(guī)模同比+182%。136 號文取消新能 源強制配儲后，獨立儲能已成為新增機組主要類別；2025Q3 獨立儲能在新增電化學(xué)儲 能中規(guī)模占比提升至 83%。

主要省份獨立儲能經(jīng)濟性體現(xiàn)，后續(xù)關(guān)注國家頂層電價機制設(shè)計。取消強制配儲后，儲 能租賃市場逐步退出，“容量電價+現(xiàn)貨套利+調(diào)頻收益”成為獨立儲能主要盈利模式。 我們對已出臺地方容量電價的省份進行獨立儲能項目盈利測算，其中蒙西容量補償水平 全國領(lǐng)先且現(xiàn)貨市場活躍，假設(shè)其容量電價補償 10 年，0.28 元/度、0.35 元/度的補償 標準對應(yīng)全投資 IRR 分別為 7.3%、9.0%；此外甘肅、新疆、河北、山東由于同時具備 容量電價以及可觀的現(xiàn)貨套利或輔助服務(wù)收益，若延續(xù)當下政策測算全投資 IRR 有望 ≥5%。而寧夏等地雖然亦已出臺當?shù)厝萘侩妰r政策，但因補償水平較低、峰谷價差較 小等原因項目經(jīng)濟性仍未體現(xiàn)。考慮到地方補貼政策退坡風險以及電網(wǎng)優(yōu)質(zhì)節(jié)點資源有 限，未來儲能項目經(jīng)濟性的全面提升仍有待國家層面相關(guān)市場機制確立。

儲能發(fā)展對于其他電源的影響：儲能將在電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷儲”的互動與利潤分配中加 入新變量。1）對于新能源運營商，獨立儲能通過削峰填谷可提升新能源電站平均市場 電價、緩解棄電問題，并將此前由綠電機組承擔的部分輔助服務(wù)費用通過儲能容量電價 的方式疏導(dǎo)至用戶側(cè)，中長期維度有望提升綠電整體盈利能力。2）對于火電等傳統(tǒng)靈 活性電源，由于當前儲能規(guī)模占比較小，在輔助服務(wù)/現(xiàn)貨套利市場中對其他靈活電源 的擠占仍有限。以湖南調(diào)峰輔助服務(wù)市場為例，2021 年至 2025 年 10 月，儲能累計獲 取收益 3.45 億元，約占市場總收入的 11%。

空間測算：我們從新能源消納需求的角度測算““十五五”期間儲能裝機理論空間，并從 電源電費收支平衡的角度測算后續(xù)發(fā)展持續(xù)性。1）理論上，中性假設(shè)““十五五”期間 風光機組年均新增裝機 250GW，對應(yīng)五年增量消納需求共約 625GW；調(diào)節(jié)資源供給 方面，測算煤電/抽蓄/特高壓/負荷增長/需求響應(yīng)能力共貢獻約 313GW 消納空間，故 “十五五”期間供需缺口約 312GW“折合合年均缺口 62GW），即電化學(xué)儲能理論裝機空 間，對應(yīng)3h、4h時長分別為936GWh、1248GWh“折合合年均新增量187GWh、250GWh）。 2）從實際出發(fā)，假設(shè) 2026 年電源側(cè)電價同比下降 3 分/度、后續(xù)保持穩(wěn)定，電費規(guī)模 僅依賴于全社會用電量的自然增長，我們測算每年新增電費規(guī)模可覆蓋““十五五”期間 各類電源增量機組的年度固定成本，但無法完全覆蓋各類電源增量機組的年度全部成本 +合理盈利，缺口費用若由工商業(yè)用戶折第二&第三產(chǎn)業(yè)）承擔，測算““十五五”期間電 價需年均增長 0.009 元/度，否則電源側(cè)或面臨收益率下行風險。