理順儲能價格機制，國內儲能有望高速增長

本文來自格隆匯專欄：中信證券研究，作者：吳威辰、汪浩、柯邁等

隨着國家發改委發佈136號文件，儲能行業迎來新的發展模式。根據我們測算，目前現貨市場和輔助服務下儲能項目基本具備盈利性。考慮到國家層面可能推出針對儲能等調節性資源的容量電價機制，儲能項目收入的確定性將大幅增強，對於國央企等客户投資決策的落地具有重要意義。根據我們測算，在儲能100元/kW的容量電價水平下，若儲能新增裝機保持30%增速，對終端用電價格影響僅有1.19%，儲能容量電價具備可行性。我們認為136號文取消強制配儲后，儲能行業從成本競爭轉向價值創造，有望實現行業競爭格局優化，看好儲能產業鏈相關的頭部廠商。

▍歷史覆盤：從強制配儲到獨立儲能，儲能商業模式伴隨電力市場改革逐步確立。

2025年2月9日，國家發改委、國家能源局聯合印發136號文，推動新能源全面進入電力市場，同時取消新能源項目強制配儲。在新能源配儲模式下，儲能收入主要為風光棄電消納，且較難具備調用權限。根據中電聯2024年數據，2024年新能源配儲年均等效充放電次數為177次，項目經濟性較差。在獨立儲能模式下，儲能可獲得電能量、輔助服務及潛在容量電價等收入，商業模式較為多元。我們測算，若不考慮融資貸款及容量電價收入，國內典型儲能項目度電收入有望達到0.35元/kWh，對應項目IRR為4.1%，具備一定投資吸引力。

▍盈利能力：電能量、輔助服務收入較為確定性，容量電價處於試點階段。

1）電能量：根據17電力數據，2024年蒙西/山東/甘肅/山西/廣東現貨價差分別為465/351/265/263/212元/兆瓦時。從運行歷史數據來看，現貨價差具備波動性，但基本維持0.3元/Wh價差，且日均充放電次數大於1次。

2）輔助服務：根據中國電力市場發展報告，2024年全國電力輔助服務市場費用為402.5億元，其中調峰/調頻/備用/其他費用分別為330/69/2.9/0.3億元。隨着現貨市場逐步建設，調峰將逐步推出，調頻、備用等成為儲能參與輔助服務主流。

3）容量電價：目前內蒙古、甘肅、寧夏等省份探索容量補償，部分省份如內蒙古以0.35元/kWh按電量補償，部分省份如甘肅以110/220元/kW按容量補償，有助於儲能固定成本回收，對儲能需求均起到積極作用。

▍未來展望：完善儲能價格機制，看好儲能容量電價等政策逐步推出。

1）現貨市場：根據國家發改委《電力現貨連續運行地區市場建設指引》，鼓勵新型儲能等新型經營主體和用電側主體「報量報價」參與現貨市場競爭，有助於儲能項目提升利用率；

2）容量電價：2025年9月12日，國家發改委、能源局印發新型儲能規模化建設專項行動方案（2025-2027年），提出推動完善新型儲能等調節資源容量電價機制，對電力系統可靠容量給予合理補償。在各省市逐步開啟儲能容量電價試點背景下，我們認為國家層面容量電價有望推出。根據測算，在無槓桿投資下，若容量電價達到100元/kW，可將項目IRR從4.1%提升至8.6%。對終端電價影響看，在儲能100元/kW的容量電價水平下，若儲能新增裝機保持30%增速，對終端用電價格影響僅有1.19%，儲能容量電價具備可行性。

▍風險因素：

儲能行業需求不及預期；國內外政策超預期變化；逆全球化加劇，海外業務拓展不及預期；行業競爭加劇，競爭格局惡化風險；上游原材料價格大幅波動風險。

▍投資策略。

隨着國家發改委發佈136號文件，儲能行業迎來新的發展模式。根據我們測算，目前現貨市場和輔助服務下儲能項目基本具備盈利性。考慮到國家層面可能推出針對儲能等調節性資源的容量電價機制，儲能項目收入的確定性將大幅增強，對於國央企等客户投資決策的落地具有重要意義。根據我們測算，在儲能100元/kW的容量電價水平下，若儲能新增裝機保持30%增速，對終端用電價格影響僅有1.19%，儲能容量電價具備可行性。我們認為136號文取消強制配儲后，儲能行業從成本競爭轉向價值創造，有望實現行業競爭格局優化，看好儲能產業鏈相關的頭部廠商：1）儲能系統集成商；2）電芯供應商；3）PCS供應商。

注：本文節選自中信證券研究部已於2025年9月15日發佈的《電池與能源管理行業國內儲能政策專題—理順儲能價格機制，國內儲能有望高速增長》報告。