1、今明两年储能装机规模预测

明年装机规模预测：明年国内储能并网装机规模分三种情景测算：a. 现行政策落地的基准情景下，装机规模底线为300GWh；b. 随系统运行费调整、电改深化，尤其是中长期交易与现货交易衔接深化的情景下，装机规模可达330GWh；c. 当前绿电直连相关政策密集出台，内蒙古、山东等地已发布实施细则，若绿电直连最后一公里痛点得到解决，乐观情景下装机规模有望达到350GWh。整体来看，明年储能装机规模区间为300-350GWh，国内储能发展与政策出台情况高度相关，具体规模需视政策落地时间节点确定。

今年装机规模预测：今年国内储能装机中性偏保守预测为250GWh左右，最终并网规模受省级独立储能项目清单出台时间影响显著：国家114号文发布后，部分省份配套文件尚未出台，若相关省份8月份左右出台省级独立储能项目清单，今年并网量可进一步提升至270GWh以上；若政策出台时间晚至10月份，受三北地区冬季施工难度较大约束，相关项目很难赶在今年年内完成并网，最终装机规模需以政策文件实际出台时间节点为准。

重点省份装机贡献：目前国内共有七个储能大省的并网装机规模排在全国前列，分别为内蒙古、宁夏、新疆、甘肃、河北、山西、山东，上述七省储能装机体量可观，保守预计合计可贡献180GWh左右的装机规模，是全国储能装机的核心贡献来源。

2、储能需求结构与驱动力

储能需求结构占比：当前无论是今年前几个月已并网的项目，还是正在招标的项目，独立储能占比均处于绝对优势地位，其中6月起新招标的项目独立储能占比已达90%以上，新能源配储的量相对较少。从全年维度来看，独立储能占比将维持在80%-90%的区间。新能源配储目前主要集中在特高压大基地的配套电源场景，虽然今年已取消强制配储政策，但新能源配储不会彻底消失，当前陕西等省份已出台文件，将储能作为新增新能源项目竞配的打分项，核心目的是引导市场建设系统友好型新能源电站，配储是实现该目标的主要措施，因此未来新能源配储将长期存在，但整体占比将持续处于次要位置。

新能源配储经济性：从经济性角度测算，新能源配储的盈利空间与当地弃电率直接挂钩，以光伏配储为例，当项目所在地弃光比例超过30%时，配储具备一定经济性，当前符合该条件的典型区域为南疆地区、青海部分弃光情况严重的区域。今年上半年中电联发布的储能电站利用研究报告显示，已运行独立储能项目的调用率正处于稳步增长的态势。

3、独立储能运营与收益结构

独立储能调用情况：当前独立储能有效利用率持续提升，今年较去年年平均利用小时数同比增长50小时以上。现货市场覆盖进度方面，目前仅冀北、北京、天津、西藏等极少部分地区尚未开通现货市场，其余区域已基本实现全覆盖；现货覆盖区域的储能电站调度运营权更多归属电站内部，可参与现货市场自调度，只要在日前市场中标，次日即可开展运营。

独立储能收益结构：独立储能收益结构区域差异明显，核心构成如下：
a. 容量租赁收入：仅适用于2024年及以前投产的独立储能项目，部分2024年并网项目签约的三年期容量租赁合同仍处于执行阶段，2025年136号文出台后，新增独立储能项目不再涉及容量租赁收入；
b. 核心收益排序：全国绝大多数省份现货套利为第一大收入来源，以广东为代表的省份调频辅助服务为第一大收入来源；随着114号文发布，容量电价已在全国多省份启动执行，执行进度存在区域差异，容量电价、调频辅助服务分列第二、第三收入来源；
c. 调频辅助服务试点：当前全国普遍开展的调频辅助服务为二次调频，仅山西、吉林试点开展一次调频有偿服务，该模式尚未在全国范围内普及。

4、储能项目投资与落地特征

项目投资评价标准：当前国央企对储能项目不再单纯以收益率作为唯一评价指标，采用“1+X”多维度评价机制，除收益率外，还重点考量项目对本集团在当地区域的市场力增强作用，以及项目投运后对集团周边火电机组、风电光伏的消纳带动作用、现货市场的价格获益等维度。政策层面，今年3月6日发改委及国资委正式将新型储能列为六大新兴支柱产业，国央企对相关项目重视程度明显提升，今年上半年电力、能源类央企的独立储能参与度明显高于去年同期。

项目落地观测指标：当前储能备案量已超过1500GWh，远高于实际落地项目量，已不再是理想的观测指标。114号文出台后要求独立储能纳入省级清单管理，清单内项目落地几率较高：目前已有16个省份发布独立储能项目清单或省级重点项目清单。截至今年7月，今年1月30日起统计的清单内项目规模已达260GWh，不含此前入库的项目量。

投资方区域分布：储能项目投资方涵盖国央企、地方国企及赣锋、海博等民营企业，不同区域的投资方占比存在明显差异：民营企业在内蒙古、宁夏的投资占比较高，国有企业在新疆、甘肃、山东等省份的占比较高。

项目收益率区域差异：已投运储能项目的实际收益率存在显著区域分化，不同省份表现差异较大：a. 高收益区域：内蒙古、广东收益率突破10%，处于较高水平；b. 收益稳定向好区域：河北收益率较去年测算略有下降，但仍维持在7%以上的可观水平；山西今年现货价差较去年明显拉大，收益率向好，一改过去备案、入库量大但实际建设量小的颓势，今年建设力度显著提升；c. 收益下降区域：甘肃现货价差明显收敛，收益率较前期测算有明显下降。从整体趋势看，多数现货省份存在现货价差同比收窄的情况，新疆自去年试运行到今年，实际价差也低于此前预期。

5、细分储能与关联需求情况

工商业储能发展现状：今年受工商业用户侧分时电价机制调整影响，传统以削峰填谷为目标的工商业储能发展受到一定限制。当前市场核心顾虑并非对应省份价差能否长期维持在六毛七及以上，而是当前政府主导制定的分时价差已出台明确文件，未来将逐步取消政府定价、转为市场化形成，该背景下投资人收益模型难以测算，限制了投资热情。

算力中心的需求拉动：整体来看，算力中心投运对全国范围内风光储需求的实质性拉动作用较小，对比去年接近300GW的新能源装机规模，整体拉动幅度有限。仅局部区域存在明显正面拉动：a. 内蒙古呼和浩特附近的和林格尔数据中心集群，对绿电消纳有明显的增长拉动；b. 新疆克拉玛依的数据中心集群，也存在明确的需求拉动效应。

6、行业政策落地与影响

省级政策落地节奏：参考去年136号文发布后各省机制电量、机制电价竞价的推进节奏，不同省份落地进度差异较大，从五六月份持续到十二月份不等，但均能在年内完成出台。目前全国尚有14个省份既未出台容量电价定价文件，也未发布相关项目清单，预计今年内所有省份均会跟进落地相关政策。其中新疆是未出项目清单的核心新能源大省，受清单未出影响，其装机量从此前预期的50-60GWh降至当前的30GWh左右，若8月左右清单能够顺利下发，有望带来20-30GWh的装机增量，对全国整体装机规模的影响最大。

项目清单管理规则：114号文明确规定省级独立储能实行项目清单制管理，仅进入清单的项目可享受容量电价。当前部分已完成备案、开工建设的项目存在无法进入清单的风险，核心不确定性来源有两点：一是各省可释放的清单规模存在限制，无法覆盖所有已推进的项目；二是各地存在明确的长时储能偏好，指标紧张时大概率会优先选择6小时储能电站，而非4小时储能电站。受该不确定性影响，新疆大量已完成入库备案、接入手续办理的项目，现阶段仅推进EPC招标环节，设备采购节奏有所延后。

系统运行费问题与解决：5月并网项目出现环比下降属于合理传导现象，核心原因包括：2月起系统运行费暴涨存在时间传导延迟；甘肃等省份项目收益率受系统运行费上涨、现货价差收窄的负面影响；新疆1月取消去年0.128元/度的放电容量补偿也带来一定冲击。不过6月新增装机已超过10GWh，环比实现明显增长，局部月份的波动不代表长期趋势。
行业普遍对系统运行费问题的解决持乐观态度，预计今年年底大概率能得到解决，目前已有多地试点可行方案：a. 山东将系统运行费进行分时浮动，降低独立储能补电时段的成本上涨压力；b. 湖北按系统损耗电量收取，仅收取15%的系统运行费。后续系统运行费处理有望与输配电价保持一致，仅收取损耗。此外近期下发的第四轮监管周期输配电价文件删除了工商业用户到户电价组成的相关描述，且当前系统运行费包含十多项杂项，其中新能源机制电量电价损益以系统运行费名义收取并不合理，后续或单独成项，为政策调整释放了明确信号。

7、储能产业链与并网节奏

电芯库存与采购要求：国内储能市场无普遍电芯囤货现象，业主对电芯生产时间有明确要求：其中南方电网要求到货电芯为3个月以内生产，其余企业一般要求电芯为6个月以内生产，因此国内不存在大规模长期储存电芯的情况。

新能源装机关联影响：上半年光伏、风电装机不及预期，同比下降接近70%，降幅高于此前预期。长期来看，储能需求与新能源装机规模强相关，无论是否执行强制配储政策，二者均强绑定。近期新疆新一轮机制电价竞价结果显示，电价较去年大幅上涨，表明国家将通过多种政策手段刺激新能源装机，预计明年光伏装机将较今年明显好转，相关迹象最早今年四季度即可观测到。

并网节奏与招标参考性：并网节奏方面，往年国内储能并网普遍呈现12月单月并网量相当于1-11月总和的特征，去年受抢并网节点、内蒙等地集中并网影响，年底并网占比极高；今年告别强制配储后，12月31日并网节点重要性有所下降，今年12月并网占全年比重将低于2024年及以前年份，其中内蒙储能项目预计Q3就将迎来并网潮，6月新增并网规模约10GWh。招标参考性方面，储能电芯、设备类招标参考价值较低，EPC招标的参考价值更高，1-6月国内EPC新增招标量约160GWh，同比增幅表现较好，符合全年装机预测水平。当前甘肃、新疆等西北省份存在EPC招标后暂缓甚至废标的情况，已出现中标公示后废标的案例，不完全统计废标项目规模已超过10GWh，目前并网数据是最核心的参考指标，EPC招标、中标数据属于参考性较好的前置指标。不同省份储能系统运行费缴纳规则存在差异：甘肃、新疆为全额缴纳，山东实行系统运行费分时机制，储能承担的平均成本约为0.02-0.03元/度，湖北仅按损耗部分缴纳，广东、河北暂无需缴纳，内蒙系统运行费涨幅较小影响有限，行业普遍对该问题的解决持乐观态度。预计明年储能装机增量较大的省份包括新疆、陕西、东北三省、江西，其中新疆增量空间最大，新疆新能源体量与内蒙相当，内蒙2025-2026年储能装机总规模将超过120GWh，新疆存在明显装机欠账，叠加当地大基地项目较多，后续增长空间位居全国首位。

8、行业长期展望与风险分析

行业下行风险分析：在不考虑新增利好政策的前提下，明年300GWh的装机规模预测无明显下行风险。当前部分省份现货价差略有收窄属于短期现象，新能源大省现货价差普遍收窄至两毛钱以内的可能性较低。甘肃今年上半年现货价差维持在两毛左右、同比明显下降，主要有两大原因：一是今年4月以来上游来水偏多，水电压制高峰电价，属于异常气候影响；二是煤电容量电价上涨，电能量市场经营压力下降，高峰时段倾向低价报价保成交。长期来看，随着双控考核趋紧，煤电平均利用小时数将从当前的4300个小时降至3500个小时以内，煤电抢电量的现状将逐步缓解，同时国家及多地下调煤电中长期市场签约比例，从最初的90%逐步降至70%、65%，甘肃甚至不设最低签约比例，对价差形成支撑。此外零电价、负电价是现货市场长期发展趋势，山东作为电力改革先锋省份已落地负电价政策且运行效果较好，可作为全国参考。

长期装机需求测算：十五五期间新型储能装机需求可结合高峰负荷增长测算：预计十五五末用电最大高峰负荷将从当前的15亿千瓦左右增长至21亿千瓦，新增约6亿千瓦高峰负荷需求。其中净新增煤电约承担70GW，抽蓄承担约100GW，剩余350-400GW日内高峰调节需求主要由新型储能承担，按照4小时平均储能时长计算，对应未来4.5年1400GWh装机总需求，年均装机需求在350GWh以上。增速节奏方面，2027-2028年煤电批量退役工作尚未大规模开展，储能增速较缓；2029-2030年煤电退役安排落地后，储能增速将进一步加快。2030年后我国从碳达峰转向碳中和目标，30万千瓦及以下煤电机组将逐步压缩、退役，当前国内十几亿千瓦煤电装机中近一半为30万千瓦及以下机组，后续煤电退出将进一步拉动新型储能需求。

产业链补充问题：碳酸锂价格上涨不是当前储能项目放缓的主要原因：今年一季度碳酸锂曾快速上涨至接近20万，市场一度存在顾虑，到7月市场对当前碳酸锂价格、电芯系统价格的接受度已经较高，连续数月电芯、系统价格波动幅度极小。当前储能电芯库存整体处于较低水平，海外储能电池需求增速较快，国内不存在大量库存的情况，即使是三线电池企业库存量也较小。

项目取消风险与预测置信度：储能项目在装机前可申请取消，但将面临下次省级项目入库时被列入黑名单的风险，当前各省项目清单实行动态调整机制，入库公示后6个月内不实质动工、12-18个月内不投产的项目将面临考核。今年之前项目取消的情况最多出现在山西，今年甘肃、新疆也出现了部分项目取消的情况。今年250GWh的储能装机预测置信度较高，测算时已经充分考虑了少量项目取消的影响。

Q&A

Q：国内储能行业明年的装机需求在乐观、中性和悲观情景下预计分别为多少？

A：依据现行文件政策、电力市场化设计及系统运行费承担方式，明年国内储能并网装机底线为300GWh；若系统运行费优化及电改深化，装机可达330GWh；若绿电直连政策痛点突破，装机有望达到350GWh，整体区间预计为300GWh至350GWh。

Q：今年国内储能装机的最新预计是多少？哪些因素可能影响最终装机量？

A：今年装机中性偏保守预计为250GWh。若部分省份在八月左右出台省级独立储能项目清单，装机量可提升至270GWh以上；若政策延迟至十月后，西北地区受冬季施工限制难以年内并网。内蒙古、宁夏、新疆、甘肃、河北、山西、山东七个储能大省预计贡献约180GWh装机。

Q：当前国内储能需求的主要驱动力是什么？独立储能和新能源配储的占比情况如何？

A：独立储能在新增项目中占绝对主导，六月以来新招标项目中占比超90%。新能源配储主要集中在特高压大基地配套电源项目，全年占比约10%-20%。未来配储不会消失，但比例将维持次要位置；陕西等省份在新能源竞配中将储能设为打分项，引导建设系统友好型电站。

Q：今年已取消强制配储政策，为何新能源配储需求仍存在？

A：新能源配储需求主要来自特高压大基地配套项目。部分省份在新增新能源项目竞配中将储能作为打分项。在弃光率超30%的区域，光伏配储具备一定经济性。

Q：今年上半年独立储能项目的调用情况如何？与历史数据相比有何变化？

A：中电联研究报告显示，全国独立储能年平均利用小时数已超1000小时，较去年同比增长约50小时以上。随着现货市场基本全覆盖，储能调度运营权更多归属电站内部，通过日前市场中标即可实现次日调用。

Q：当前独立储能项目的主要收入来源有哪些？各类收入来源的占比情况如何？

A：容量租赁已逐步退出，仅个别2024年及之前投产项目仍在执行三年期合同，2025年136号文出台后新增项目不再涉及。现货套利为全国绝大多数省份第一大收入来源；广东等省份以调频辅助服务为主；容量电价与调频辅助服务分列第二、三位。山西、吉林等省份已试点一次调频有偿服务，但尚未全国普及。

Q：储能项目业主在投资决策时主要关注哪些因素？

A：收益率为基础要求，国央企已建立1+X综合评价机制，考量项目对集团区域市场力的提升作用。2024年3月发改委、国资委将新型储能列为六大新兴支柱产业，国央企重视度显著提升，上半年电力央企参与独立储能程度高于去年同期。

Q：当前储能项目备案情况有何变化？哪些指标更能反映项目落地情况？

A：备案量已超1500GWh，参考价值降低。114号文要求独立储能纳入省级清单管理，目前16个省份已发布项目清单，截至七月份统计量达260GWh，落地概率显著高于普通备案项目。

Q：当前储能项目的主要投资方有哪些？在不同地区的分布情况如何？

A：投资方涵盖国央企、地方国企及赣锋锂业、海博思创等民营企业。内蒙古、宁夏地区民营企业投资占比较高；新疆、甘肃、山东等省份国有企业占比较高。

Q：已投运储能项目的实际收益率与前期测算相比差距如何？区域差异及趋势如何？

A：区域差异显著：内蒙古、广东市场收益率超10%；河北维持在7%以上；山西因现货价差拉大，收益率显著改善，建设力度提升；甘肃因现货价差收敛，收益率较测算明显下降。整体趋势上，大部分现货省份价差同比略有收窄，但普遍收窄至0.2元/度以内的可能性较低；新疆试运行价差亦低于预期。

Q：当前工商业储能的发展情况如何？哪些地区仍具备经济性？

A：受工商业分时电价机制调整影响，传统削峰填谷型工商业储能发展受限。投资人担忧政府主导的分时价差未来将取消市场化形成，导致收益模型难以测算，投资热情受抑。目前暂无明确区域具备稳定可持续的经济性。

Q：部分省份在国家储能政策发布后迟迟未出台地方配套政策，原因是什么？预计这些省份的政策出台时间如何判断？

A：参考去年136号文后各省机制电量竞价节奏，政策出台时间跨度较大，但基本会在年内完成。目前不完全统计，约十四个省份尚未发布容量电价定价文件或独立储能项目清单。

Q：项目进入省级独立储能项目清单对实施有何影响？

A：114号文明确规定，仅进入省级清单的项目方可获取容量电价。未入清单项目存在不确定性，例如新疆部分项目因清单未下发而暂缓设备采购；在指标紧张时，长时储能项目较短时项目更易获批。

Q：如何看待系统运行费问题的后续解决前景？

A：对系统运行费问题的解决持乐观态度，预计年底左右国家可能出台统一文件。各省已有实践：山东实行分时浮动降低储能充电成本；湖北按系统损耗电量收取。倾向认为系统运行费将与输配电价机制趋同，仅收取损耗部分。近期第四轮监管周期输配电价文件删除工商业用户到户电价组成部分描述，可能预示电价构成将重新界定。

Q：展望十五五期间及2030年，国内储能装机需求增速如何预测？

A：预计到十五五末，用电最大负荷将从当前15亿千瓦增至21亿千瓦。净新增煤电约70GW，叠加抽水蓄能约100GW及核电机组，新型储能需承担约350-400GW日内调峰需求。按4小时储能时长计算，未来四年半需新增约1400GWh，年均需求超350GWh。2027-2028年增速相对平缓；2029-2030年随煤电机组退役加速，增速将提升。2030年后，随碳中和推进及30万千瓦以下机组进一步退出，储能需求将持续增长。

Q：储能项目在装机前是否可以取消？取消后的影响及行业现状如何？

A：项目可在装机前取消，但面临被列入省级项目黑名单的风险。多数省份实行动态管理：入库公示后6个月内未实质动工、12-18个月内未投产将受考核。历史上山西取消项目较多，今年甘肃、新疆亦出现部分项目取消或EPC废标情况。当前250GWh预测已考虑少量项目取消因素，置信度较高。

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