来源：市场资讯

（来源：纪要研报地）

2025年截至9月底，电网侧独立储能的累计装机量和能量规模分别是多少？从分省来看，哪些省份的装机量和能量规模较大？

截至2025年9月底，全国电网侧独立储能累计装机容量为45GW，对应的累计储能能量为104GWh。从分省情况来看，河北、山东、江苏、宁夏、新疆和湖南是主要贡献区域。其他地区相对规模较小。

2025年截至9月底，电源侧储能的发展情况如何？主要集中在哪些地区？

截至2025年9月底，全国电源侧独立储能累计装机容量达到36GW，总计对应92GWh的储能能力。主要集中在冀北、山东、甘肃和新疆等地，其中新疆表现尤为突出，其累计储能能力是全国最高水平。

2025年电网侧独立储能增长较快的原因是什么？哪些地区对增长贡献较大？

2025年电网侧独立储能增长迅速，主要得益于蒙西和甘肃等地政策刺激力度较大。蒙西地区由于实行放电补偿机制，每度放电可获得0.35元补偿，同时现货市场套利机会增加，加之调用频次提升，使得部分电站实现全年两充两放，总利用小时数接近800小时，相比以往四五百小时显著提高。此外，蒙西地区项目收益率较高吸引了大量投资。甘肃则通过峰谷套利及容量电价政策支持，其项目收益率也相对较好。此外，新疆今年新增约2GW以上，使其累计达到3GW，也对整体增长作出一定贡献。

电网侧核准备案项目目前进展如何？预计未来新增规模会达到什么水平？

截至目前，全国范围内已完成核准备案且进入报装阶段的项目总计超过100GW，从对应存储能力来看约250GWh。这些项目从核准到建成投运通常需要8个月左右时间，因此预计2026年的新增投运规模将接近250GWh，而2025年的新增投运规模预计在130GWh左右，这意味着明年的增速可能接近翻番。

当前电网侧独立储能商业模式有哪些特点？收入来源构成如何？电网侧独立储能当前主要依赖以下三种收入来源：

容量补偿：这是最重要的一项收入来源。例如，在蒙西地区，容量补偿占其总收益比例接近2/3（约66%）。甘肃则采用类似煤电容量补偿机制，即按千瓦步长进行补贴，其比例略低，占总收益约35%-40%。

现货市场套利：这部分收入取决于价差与放电利用小时数。在蒙西，目前现货市场价差平均在0.25-0.30元/kWh之间，全年的放电利用小时数显著提高后，该项收入占比约20%-30%。而甘肃由于价差更高（约0.30元/kWh），加上利用小时数可达800小时，其现货套利收益占比相对更高。

调频服务：调频作为辅助性收入来源，在整体收益中占比较低。例如，在蒙西调频服务仅占总收益10%左右，与其他地区类似。

未来随着各省逐步推广现货市场交易机制以及调整容量补偿政策，各地商业模式可能会进一步优化，但总体仍以上述三种方式构成核心盈利模式。

电力现货市场在其中的作用如何？

现货市场目前在部分地区尚未大规模铺开，因此对整体收入的贡献有限，但其潜力较大。在已开展现货市场交易的地区，储能通过峰谷价差套利获取收益。例如，中东部负荷较大的地区，其峰谷价差通常高于三北、西北和东北地区。当前三北地区的峰谷价差约为每度电0.3元以下，而山东尽管有所缩小，仍可达到每度电0.35元，并预计在2026年维持这一水平。

容量补偿与容量电价之间有何区别？两者如何计量和操作？

容量补偿与容量电价是两个不同概念，但本质上都旨在对储能系统提供可靠性支持进行经济补贴。容量补偿按照实际调用时的充放电量进行计算，只有发生实际放电时才能获得相应补偿。而容量电价则是基于装机规模进行支付，即使不发电，只要证明设备具备可用性，也会获得固定金额。例如，在蒙西地区，容量补偿按每度电0.35元计算，而甘肃容量电价则按装机功率每千瓦每年330元支付。此外，未来可能还会引入调用频次作为额外约束条件，例如根据实际调用次数与理论调用次数之比来调整最终支付金额。

容量电价中的系数如何体现区域内储能供需关系？是否存在动态调整机制？

容量电价中的系数反映了区域内储能供需情况。例如，当某地调用频次较低时，说明该区域对新型储能需求不高，相应系数可能被设定为较低值，如1/10；而当调用频次较高时，则表明该区域缺乏可靠性支持，对新型储能需求旺盛，相应系数会提高。这种机制合理地体现了不同区域对储能价值的差异化需求。此外，随着未来几年新型储能项目的大规模投建，总体供给增加可能导致部分区域系数下降，但由于目前整体基数仍然较小，加之新增项目分布广泛，这一问题短期内（如2026年）尚不突出。

各省在制定容量电价政策时存在哪些差异化特点？国家层面是否有统一指导文件出台计划？

各省在制定容量电价政策时存在显著差异。例如甘肃采用类似煤电模式，将费用纳入系统运行费并分摊至工商用户，而蒙西则将费用分摊至发电竞争主体。甘肃模式相对可持续，同时考虑了终端用户承受能力；而蒙西模式因火电竞争主体承担额外成本而受到一定争议。从总体来看，各省政策既要鼓励新型储能发展，又需避免过高溢出成本影响终端用户承受能力。国家层面计划于2025年底出台统一指导文件，为各省提供原则性框架，包括模式选择、定价水平及相关调整因素等内容，各省将在此基础上细化实施标准。

当前各地政府对于新型储能发展的支持力度如何体现？

不同地方政府对于新型储能发展的支持力度存在显著差异。例如甘肃通过合理设计政策兼顾经济发展和终端用户承受能力，其收益结构中40%来自容量补偿，其余通过现货套利实现。而新疆虽然规划未来三年新增50GW装机，但当前政策力度逐渐减弱。

当前各地峰谷价差情况如何，不同区域间有哪些显著特征？哪些地区更具收益潜力？

目前，中东部负荷较大的地区峰谷价差显著高于三北、西北和东北等地。其中三北地区峰谷价差普遍低于每度电0.3元，而山东尽管有所收窄，目前仍维持在每度电0.35元左右，并预计2026年保持这一水平。这种分布特征表明，中东部负荷中心由于用电脉冲波动更大，更适合通过峰谷套利获取收益，而资源丰富但负荷相对平稳的三北等地则面临一定限制。

在分析现货市场套利时，除了价差，还需要关注哪些关键指标？这些指标如何影响收益测算？

在分析现货市场套利时，除了价差，还需要关注调用频次或充放电的利用小时数。这是因为收益不仅取决于价差的高低，还与实际调用的频率密切相关。即便价差较高，但如果调用频次较低，总体收益仍然有限。例如，甘肃虽然现货价差仅为0.25元/千瓦时，但全年发电利用小时数达到800小时，而山东仅为400小时，调用频次不足甘肃的一半。这种差异主要源于电网调峰资源的不同组合。山东由于抽水蓄能和火电等其他调峰资源丰富，在优先调用这些资源后，对储能项目的需求相对较少。而甘肃缺乏抽水蓄能且火电调控能力一般，因此储能项目被调用的频次更高。因此，在测算峰谷套利收益时，需要综合考虑价差和实际利用小时数这两个关键因素，否则可能导致收益评估不准确。

哪些地区在2025年底预计具有较高的放电利用小时数？这些地区具备哪些特点？

根据预测，到2025年底，蒙东和甘肃的全年放电利用小时数均可达到800小时左右；青海更高，可接近900小时，相当于每天至少一次充放甚至两次充放；西藏、新疆等地的小时数也很高。此外，浙江超过1,000小时，江苏也有显著表现，而冀北则约为600小时。这些地区共同特点包括：负荷水平较高、日内价差显著，以及缺乏其他竞争性储能形式（如抽水蓄能）。例如，由于光伏装机快速增长，这些区域形成了较大的日内峰谷价差，为储能项目提供了更多套利机会。

光伏新增装机速度放缓是否会对未来峰谷价差产生影响？如果会，其具体表现是什么？

光伏新增装机速度放缓可能对未来峰谷价差产生一定影响。随着光伏装机减少，用电低谷时段的价格将趋于稳定，不再出现极低甚至零电价情况。同时，高峰时段价格受经济发展及用电需求影响，如果供需关系趋向供过于求，高峰价格可能有所下降，从而导致整体峰谷价差逐步缩小。然而，用电负荷大的区域仍将维持相对较大的日内价格波动，例如山东、江浙、安徽、河南等地，由于新能源分布广泛，对低谷价格拉低效果明显。因此，总体来看，光伏装机放缓对缩小峰谷价差具有正向推动作用，但具体幅度需结合各地供需形势进一步观察。

以蒙西为例，一个典型100兆瓦/200兆瓦时磷酸铁锂储能项目，其年化收益率如何计算？收入结构如何拆分？

以蒙西一个100兆瓦/200兆瓦时磷酸铁锂储能项目为例，其收益率约为26%（非IRR）。该项目总成本按每瓦时0.8元计算，总投资成本约2,600万元。收入结构主要由三部分构成：

容量补偿：全年放电利用小时数按600计算，效率85%，容量补偿单价0.35元/千瓦时，总收入约1,800万元，占总收入比例50%。

现货市场套利：按照现货市场平均价差0.25元/千瓦时、6个充放循环及85%效率计算，总收入约1,300万元，占比39%。

调频服务：调频底层价格8元/兆瓦，每天调频里程按1,000兆瓦测算，一年330天参与调频，总收入约260万元，占比不到10%。

综合以上三部分，该项目年总收入约3,300万元，相对于初始投资成本2,600万元，实现26%的收益率。

山东同样规模（100兆瓦）的储能项目与蒙西相比，其经济效益有何不同？原因是什么？

山东同样规模（100兆瓦）的储能项目与蒙西相比，其经济效益明显偏低。具体来看：

现货市场套利方面，山东虽然平均日内价差达到0.35元/千瓦时，但全年有效利用仅400小时，总收入仅1,200万元。

容量补偿方面，由于政策规定容量补偿系数为1/6，即使单位容量补偿金额接近200元/kW・年，经折算后总额仅300多万元。

调频服务方面，与蒙西类似，每年的调频服务收入大致在300多万元。

因此，该项目总年收入合计约1,800万元，而其初始投资成本仍为2,600万元，这导致其整体盈利能力远不如蒙西。同样规模下，两地效益存在显著区别主要由于山东有效利用时间短且容量补偿系数限制所致。不过，如果未来政策调整取消或降低容量补偿系数限制，则山东此类项目潜在盈利能力将有所提升，例如容量补偿可达原值1,800万，加上1,200万现货套利，则总收入可达3,000万，与蒙西相当。

根据目前山东的政策，储能项目的盈利情况如何？未来政策调整可能会对收益产生哪些影响？

目前在山东地区，储能项目整体上处于不盈利状态。未来政策可能会进行调整，但具体补偿系数和单位容量补偿费用的调整幅度尚无法确定。如果补偿费用显著下降，例如从现行的每千瓦时0.35元降至0.16元左右，则整个项目的容量补偿收入将减少至约800万元，加上现货市场收益，总收入可能仅为2,300多万元，而当前年度费用为2,600万元，这种情况下项目将面临亏损。因此，政策的不确定性对未来收益构成较大影响。

蒙西地区储能项目当前收益较好，但随着投资规模扩大，明年（2026年）有哪些因素可能影响其收益水平？

蒙西地区目前因政策红利期而吸引大量投资，但明年（2026年）部分现行政策可能被废止或大幅下调。例如，如果容量电价从每千瓦时0.35元削减一半至约0.16元，将直接导致整体收益下降。此外，若容量补偿模式转变为类似甘肃、山东等地采用的固定金额模式，也会对收益造成显著影响。因此，今年（2025年）出现了抢装潮，以锁定当前较高的政策红利。而明年（2026年），由于政策调整的不确定性和潜在的大幅削减，部分投资者可能面临亏损风险。

甘肃地区储能项目是否具备盈利能力？与蒙西相比，其回报率有何差异？

甘肃地区储能项目目前是盈利的，但其回报率明显低于蒙西。蒙西因特殊区域优势和当前较高的容量电价而具有更高的经济效益，而甘肃则采用固定金额模式，每千瓦每年的补偿金额相对有限，因此整体回报率偏低。

当前网侧储能投资主体主要由哪些类型企业构成？央企和民营企业在投资逻辑上有何区别？

目前网侧储能领域的大部分投资主体是民营企业，包括地方城投公司及多经企业等。然而，在途项目中央企占比已达到约50%。民营企业通常以追求高回报为目标，因此更倾向于抓住短期内明确可见的政策红利。而央企虽然也关注经济效益，但其决策更多受到政治任务、国家战略及地方政府要求等因素驱动。

明年（2026年）网侧储能领域投资主体格局是否会发生变化？如果是，其原因是什么？

明年（2026年），网侧储能领域预计将出现央企主导的新格局。一方面，各级政府已通过中央文件明确支持发展新型储能，并逐步落实价格及容量补贴等配套措施，这为央企提供了稳定预期；另一方面，由于电网关键节点资源稀缺且竞争激烈，各类企业正在抢占优质资源，而央企具备更强大的资金实力和长期战略布局能力。此外，与民营企业不同的是，央企在低回报率条件下仍愿意投入，以实现国家战略目标并巩固市场地位。这种模式类似于当年的光伏行业发展路径，即通过短时间内集中投入迅速扩大装机规模，从而形成规模效应并推动行业发展。

为什么关键节点资源成为各类企业争夺的重要目标？这些资源对于新型储能的发展有何意义？

电网中的关键节点资源，如功能变压器及薄弱电网区域，是新型储能发展的重要基础。这些节点通常位于电力需求旺盛但调节能力不足的区域，对提升电网稳定性具有重要作用。然而，此类资源数量有限，根据测算，全国范围内适合安装新型储能装机总量约为150GW。因此，各类企业尤其是民营资本正积极抢占优质节点，以确保后续能够获得更高频次、更稳定的调度机会，从而实现较好的经济效益。同时，由于未来容量电价与调度频次挂钩，占据优质节点还可以进一步提升长期收益水平。

在储能投资中，先进入者是否能够保持先发优势？如果后续有大量投资者进入同一区域，是否会对先进入者造成影响？

先进入者的确可能受到后续投资者的影响，但这种影响程度取决于资源的稀缺性和项目建设周期。以储能为例，如果某区域内间隔资源有限，例如仅有10个可用资源，而先进入者已经占据了其中的70%，那么后续投资者即使进入，也只能争夺剩余的30%，对先进入者形成实质性威胁的可能性较低。此外，新型储能项目从选址到建设通常需要8个月至1年的时间，相较于光伏项目3个月即可完成建设，其周期更长、门槛更高。因此，即便后续投资者快速跟进，也难以在短期内对已布局企业形成显著冲击。目前，从报装和项目布局来看，这种趋势已经非常明显。例如，在宁夏、山西、新疆、山东、河南、河北和甘肃等地，优质资源基本已被用于电网技术保障，而后续投资者只能选择节点条件较差的资源进行开发。

新型储能项目从申报到商业化运行的流程是怎样的？其中有哪些关键审批节点和潜在瓶颈？

新型储能项目从申报到商业化运行需经过以下主要流程：

路条申请：发电企业需向地方政府提交意向规划，包括拟建项目数量及大致位置。地方政府根据经济发展需求及电网公司意见制定年度实施计划，并通过静态分配或其他方式分配路条。这一环节中，地方政府与发电企业之间关系密切程度可能成为决定因素。

可行性研究：取得路条后，需要开展详细可行性研究，包括选址、电力系统接入方案（如接入220kV还是500kV）、地质条件评估以及自然灾害风险分析等。同时，还需完成环评、水保等相关工作，并邀请地方政府及电网公司参与评审。

支持性文件获取：包括生态环保局出具环保核准文件、文物局及军事部门出具相关许可，以及国土资源局提供土地使用核准文件。如果涉及海洋开发，还需取得海洋相关部门批准。

接入系统申请：向电网公司提交接入申请，由调度发展部门论证接入方案，包括安全性评估、调用频次分析等内容。

地方能源局核准：综合资金落实情况、前置审批文件以及路条分配情况，由地方能源局最终核准项目开工。

建设与并网：核准通过后开始施工，一般需要7-8个月完成建设。建成后，与电网签署并网调度协议及购售电合同，实现商业化运行。

上述流程中的关键节点包括路条获取、支持性文件审批、电网接入系统申请以及地方能源局核准。其中，路条分配和支持性文件审批可能存在一定的不确定性，对整体进程构成潜在瓶颈。