2026年开年新能源赛道最重磅的政策，非发改价格〔2026〕114号文莫属！这份被业内称为“容量电价升级版”的文件，不仅给电网侧独立储能定下了165元/kW/年的保底收益基准，更意外点燃了风电赛道的新火花——政策红利外溢下，海上风电+储能配套组合彻底火了！
以往储能只是风电项目的“配套成本”，如今却成了实打实的“收益放大器”，叠加容量电价、峰谷价差、辅助服务三重收益后，海风配4小时储能项目的全投资IRR直接飙升3-4个百分点，从原本的7%左右跃升至10%-11%的合理盈利区间。更直观的是，明阳智能、三一重能等提前布局“海风+储能”一体化的龙头企业，订单已经排到2027年，行业彻底从“单纯装机竞赛”转向“配储价值竞争”。今天就深扒这份政策如何重塑风电行业，海风+储能的盈利逻辑到底有多香！
01
114号文定调！容量电价为海风配储焊死收益“底仓”
很多人以为114号文只是给储能定规矩，实则这份文件为风电配储划下了最核心的收益底线——让风电配储从“被动合规”变成“主动盈利”。文件的核心逻辑很清晰：将煤电容量电价的固定成本回收比例从30%提升至不低于50%，全国统一基准达165元/kW/年，部分电力供需紧张的省份甚至能达到330元/kW/年，而电网侧独立储能的容量电价，直接以当地煤电基准为基础，按顶峰能力折算系数核算 。
这个折算系数，就是海风配储的核心利好！文件明确，折算系数=储能满功率放电时长/电网全年最长净负荷高峰持续时长，4小时及以上长时储能折算系数可达100%，意味着能拿到全额煤电容量电价补贴。而随着地方政策的快速跟进，风电配储已从“自愿选择”变成“拿单标配”：江苏近期推出的7.65GW海上风电竞配项目，直接要求申报主体按功率10%及以上、时长2小时配储，而行业内的主流布局早已升级至4小时储能。
简单说，114号文给海风配储做了两件事：一是定收益基准，4小时储能能拿到165元/kW/年的容量电价保底，相当于每千瓦储能每年有固定165元的“躺赚收益”；二是划行业标准，配储尤其是长时配储，成为风电项目并网、拿订单的硬指标，政策直接把“不配储的风电项目”挡在了盈利门外。
02
三重收益共振！海风+储能把风电盈利天花板抬升N档
如果说容量电价是“保底收益”，那峰谷价差和辅助服务就是“超额收益”，三者叠加之下，海风+储能的盈利逻辑彻底被打通，从原本的“单一发电收益”变成“多元盈利矩阵”，这也是IRR能飙升3-4pct的核心原因，每一笔收益都有实打实的数据支撑：
1. 容量电价：165元/kW/年的“保底工资”稳拿
按全国统一的165元/kW/年基准计算，一个1GW海风项目配套400MW/1600MWh储能，仅容量电价一项，每年就能拿到6.6亿元的固定收益，直接覆盖储能项目约20%的年运营成本。而在江苏、广东这类电力供需紧张的海风大省，煤电容量电价回收比例可达100%，储能容量电价能到330元/kW/年，保底收益直接翻倍。
2. 峰谷价差：单MWh储能年套利超10万元
风电尤其是海上风电，出力存在明显的间歇性，而储能恰好能解决“发电峰期电价低、用电峰期没电发”的痛点。在114号文放宽煤电中长期交易价格下限后，电力市场的峰谷价差进一步拉大——山东现货市场午间电价低至0.2元/度，晚间高峰电价超0.8元/度，价差达0.6元/度；江苏、广东海风大省的峰谷价差也稳定在0.5-0.7元/度。按年充放电330次、储能效率92%计算，单MWh储能每年的峰谷套利收益就能突破10万元，这部分纯利润直接归项目方所有。
3. 辅助服务：调峰+调频再添“额外收入”
114号文明确推动储能参与辅助服务市场，风电配储项目能直接参与调峰、调频交易，这又是一笔可观的收益。目前广东、山西的调峰补贴达0.3-0.8元/度，山东的调频里程补偿上限为15元/MW，一个400MW/1600MWh的储能配套项目，仅辅助服务每年就能增收1.5-2亿元。
三者叠加后，海风配4小时储能项目的盈利水平实现质的飞跃：原本纯海风项目的全投资IRR约7%，仅能覆盖资金成本，而叠加三重收益后，IRR直接升至10%-11%，提升3-4个百分点，彻底摆脱了“微利运营”的困境，这也是国央企今年扎堆布局海风配储项目的核心原因。
03
龙头抢跑！明阳/三一重能订单爆单 配储成拿单“硬指标”
政策红利面前，谁提前布局谁就拿先手，这一点在风电龙头身上体现得淋漓尽致。明阳智能、三一重能等企业早在2025年就开始研发“海风风机+储能”一体化方案，如今直接迎来订单大爆发，配储能力已经成为风电企业拿项目的“核心竞争力”。
1. 明阳智能：海上订单同比增120% 一体化方案占比超60%
作为海上风电的龙头，明阳智能的布局堪称精准：不仅推出了适配海上工况的15MW+大兆瓦风机，还配套研发了液冷储能系统，形成“风机+储能+运维”的一体化解决方案。2026年开年至今，明阳已中标江苏湛江600MW、广东阳江800MW两大海风项目，均要求配套4小时储能，而其海上风电订单整体同比增长120%，其中60%以上都是带储能配套的一体化项目，订单排期直接到2027年第二季度。
2. 三一重能：大兆瓦风机+储能成标杆 西北项目率先落地
三一重能则走了“技术适配”路线，将8MW陆上大兆瓦风机与4小时储能结合，解决了西北风电消纳难、电价低的痛点。2026年1月，三一重能中标新疆准东300MW风电项目，成为西北首个“风电+4小时储能”的标杆项目，项目落地后IRR直接达到10.8%，远超当地纯风电项目的6.5%，也让三一重能拿下了西北多地的风电配储订单。
更值得关注的是，2026年全国海上风电招标量预计将达到15-20GW，再创历史新高 ，而这些项目中，90%以上都明确要求配套储能，没有储能配套能力的企业，连参与竞配的资格都没有，行业彻底进入“配储者得天下”的阶段。
04
行业重构！配储成海风标配 中小玩家加速出局
114号文的外溢红利，不仅让海风+储能成为盈利主线，更直接推动风电行业的大洗牌，行业从过去的“规模竞争”彻底转向“价值竞争”，三大重构趋势已经清晰显现：
1. 技术门槛大幅提升：一体化成核心能力
以往风电企业只需要做好风机制造就行，如今必须具备储能系统的研发、配套、调试能力，能提供“风机+储能”一体化方案的企业才能拿到订单。这直接把中小风机企业挡在了门外——这类企业既没有储能技术储备，也没有足够的资金与储能企业合作，只能眼睁睁看着订单被龙头抢走。
2. 行业集中度持续提升：CR3有望突破65%
2025年风电行业CR3（金风、明阳、三一）约为55%，而随着配储成为拿单硬指标，行业集中度将进一步提升，预计2026年底CR3有望突破65%。核心原因很简单：龙头企业能通过规模效应降低储能配套成本，而中小企业的配套成本比龙头高20%-30%，即便拿到少量订单，也没有盈利空间。
3. 盈利彻底分化：配储与否IRR差出5个百分点
同样是海风项目，配4小时储能的龙头项目IRR能达到10%-11%，而没有配储的中小项目（即便能并网），只能靠单一发电收益，IRR仅为5%-6%，连银行贷款利息都覆盖不了。这种盈利分化会让行业形成“马太效应”——龙头拿更多订单，摊薄成本，盈利更高；中小企业没订单，成本高，最终只能退出市场。
免责声明：本文所用的视频、图片、文字如涉及作品版权问题，请第一时间告知，我们将立即删除，无任何商业用途！
热门跟贴