今天分享的是：2025储能行业报告：国内各代表省独储策梳理及收益模型测算

　　在全球能源转型浪潮中，储能正成为平衡电力系统波动、提升新能源消纳能力的关键一环。近期一份行业深度报告揭示，当前中国储能发展呈现出显著的“一省一策”特征，各地根据自身能源结构、负荷特性与消纳压力，出台了差异化的支持政策与市场化机制，直接影响着储能项目的收益模型与投资布局。这种因地制宜的策略，正在重塑储能行业的竞争格局与发展路径。

　　以负荷大省广东为例，其用电量已突破9000亿千瓦时，工业占比高，昼夜负荷波动显著，电网对频率稳定要求迫切。因此，广东政策核心聚焦于调频辅助服务，特别是鼓励电化学储能凭借毫秒级响应能力参与市场。南方区域新版调频市场细则的出台，明确了独立储能的参与地位，并通过性能归一化、边际出清等市场化手段分配收益。报告测算显示，当地优质独立储能项目内部收益率可超过15%，其中调频收入占比高达95%，收益高度依赖调频市场的里程与价格。然而，市场空间并非无限，随着大量项目备案上马，广东调频市场预计将快速走向饱和，未来竞争将更趋激烈，对储能电站的性能指标、区位与运营能力提出更高要求。

　　与之形成对比的是风光资源富集的内蒙古。当地新能源装机占比已超50%，但外送通道建设相对滞后，“消纳压力”与“恒定高负荷”并存。内蒙古的政策导向更侧重于市场化引导调峰。通过按放电量进行定额补偿（2025年标准为0.35元/千瓦时），并允许储能自主参与电力交易，激励电站在低谷充电、高峰放电。补贴政策显著激发了投资热情，备案规模激增。为防范市场过热，当地已适时将2026年补偿标准下调至0.28元/千瓦时，并规范充放电次数。模型测算表明，在合理假设下，项目收益来源将趋于多元化，现货套利与放电补偿贡献各占约四到五成，内部收益率有望达到12%-13%。

　　甘肃的案例则展示了另一种思路。当地电网基础相对薄弱，火电支撑能力有限，新能源占比高，储能被更多地定位为保障系统安全的“备用电源”。为破解储能项目收益有限的困境，甘肃率先探索建立发电侧容量电价机制，对电网侧新型储能给予固定的年度容量补偿（暂定330元/千瓦/年），同时放宽现货市场价格波动限制，以提供稳定的收益托底并打开套利空间。在此政策下，长时储能（4小时以上）更具优势，预计容量电价可贡献项目近三成收入，成为稳定收益的“压舱石”。

　　此外，宁夏、河北、新疆等地也结合自身特点，推出了各有侧重的政策组合。宁夏在推行容量电价的同时，加快推进电力现货市场，明确独立储能的参与规则；河北采用“限时限量、先到先得”的容量电价激励，旨在短期内快速拉动独立储能建设；新疆则注重调峰调用，为在弃风弃光时段充电的储能提供较高补偿，强调实际系统效益。

　　综合来看，尽管各省政策工具与侧重点不同，但底层逻辑一致：即通过市场化机制和针对性补偿，反映储能为电力系统提供的调峰、调频、备用等多元价值，从而引导投资，改善项目经济性。当前，独立储能市场化发展的趋势已日益清晰，政策正从“单纯补贴”向“按效果付费”的市场化模式深化。这要求投资者与运营商不仅要关注成本，更需提升储能电站的调度性能、现货市场交易能力与长期运营效率。随着政策环境持续完善与市场机制逐步成熟，中国储能产业有望步入一个更注重质量、效率和市场化竞争的新发展阶段，为新型电力系统的构建提供坚实支撑。