电力设备及新能源行业研究：独立储能盈利模式及各省案例

和 行 业 研 究 证 券 研 究 报 告 行 业 专 题 报 告 请务必阅读正文之后的免责条款部分 独立储能盈利模式及各省案例 分析师 梁晨 执业证书编号：S1380518120001 联系电话：010-88300853 邮箱：liangchen@gkzq.com.cn 电力设备及新能源与沪深 300 走势比较 资料来源：WIND，国开证券研究与发展部 -15%-5%5%15%25%35%45%电力设备及新能源(中信)沪深300内容摘要：  2025年独立储能主流盈利模式可分为三类：容量价值收益、辅助服务收益、电能量市场收益。三者构成“基础+稳定+增量”的收益组合。容量收益是保底基础，辅助服务是稳定核心，电能量交易是追求高回报的弹性部分。成熟的电站通常组合参与，以平衡风险、保障现金流并提升整体收益率。  容量价值收益。通过容量租赁（将储能容量长期租给新能源场站以满足其配储要求）或获取容量补偿（作为可靠容量资源，在电力紧张时保障供电可获得固定报酬）获得收入。例如：宁夏某独立储能电站将其10万千瓦容量，以每年一定租金租给附近的风电场。  辅助服务收益。向电网出售快速调节能力，获取服务报酬，但单次补偿有限。主要包括调频（即时响应信号，维持电网频率稳定）和调峰/备用（按指令在特定时段放电，缓解阻塞）。例如：参与广东的调频辅助服务市场，储能电站根据自动发电量控制（AGC）指令毫秒级响应充放电，按调节性能和效果获得补偿。  电能量市场收益。在电力现货市场中，于电价低时（如午间新能源大发、夜间负荷低谷）充电，于电价高时（如晚高峰）放电，赚取买卖价差。这是最基础、最市场化的收益模式。例如：在山东现货市场，午间光伏大发时电价可低至0.2元/千瓦时，晚间高峰时电价可超过0.8元/千瓦时，单次充放电即可赚取可观价差。  2025年各省容量补偿政策呈现两大核心特点与导向。第一，精准化与市场化。补偿标准日益细化，挂钩可用容量和实际调用绩效，而非简单按装机付费，激励资源在关键时刻“顶得上”。第二，主体多元化与公平化。明确将独立储能、虚拟电厂等新型灵活性资源纳入补偿范围，与传统火电同台竞争，旨在以市场化机制引导投资，系统性提升电力保供能力，加速构建新型电力系统。  风险提示。政策落地不及预期，电力市场化改革不及预期，用电需求不及预期，市场恶性竞争，国内外经济复苏低于预期。 2025 年 12 月 29 日 行业专题报告 请务必阅读正文之后的免责条款 1of 7 1、独立储能盈利模式丰富，各省市积极响应 独立储能进入发展期。独立储能是指独立于发电侧和用电侧、直接接入电网的储能系统，接受电网统一调度。其核心优势在于功能灵活，可同时提供调峰、调频、备用、容量支撑等多重服务，实现“一机多用”，提升电力系统安全性和经济性。独立储能未来发展方向明确：一是参与电力现货市场，通过电能量交易与辅助服务结合实现更高收益；二是作为独立的灵活性资源，深度参与容量市场获取稳定回报；三是探索共享租赁等创新商业模式，成为支撑新能源高比例消纳与新型电力系统建设的关键基础设施。 2025年独立储能主流盈利模式可分为三类：容量价值收益、辅助服务收益、电能量市场收益。三者构成“基础+稳定+增量”的收益组合。容量收益是保底基础，辅助服务是稳定核心，电能量交易是追求高回报的弹性部分。成熟的电站通常组合参与，以平衡风险、保障现金流并提升整体收益率。  容量价值收益。通过容量租赁（将储能容量长期租给新能源场站以满足其配储要求）或获取容量补偿（作为可靠容量资源，在电力紧张时保障供电可获得固定报酬）获得收入。例如：宁夏某独立储能电站将其10万千瓦容量，以每年一定租金租给附近的风电场。盈利能力方面：稳定性强、收益可预期。这部分收益与市场短期波动脱钩，为项目提供了长期、可预测的“保底”或“压舱石”收入，显著提升了项目融资可行性，降低了整体投资风险。  辅助服务收益。向电网出售快速调节能力，获取服务报酬，但单次补偿有限。主要包括调频（即时响应信号，维持电网频率稳定）和调峰/备用（按指令在特定时段放电，缓解阻塞）。例如：参与广东的调频辅助服务市场，储能电站根据自动发电量控制（AGC）指令毫秒级响应充放电，按调节性能和效果获得补偿。盈利能力方面：相对稳定、技术溢价。收益取决于服务市场的规则和出清价格。调频收益较高但对电池寿命和技术要求苛刻；调峰/备用收益相对固定，是重要的稳定现金流来源。  电能量市场收益。在电力现货市场中，于电价低时（如午间新能源大发、夜间负荷低谷）充电，于电价高时（如晚高峰）放电，赚取买卖价差。这是最基础、最市场化的收益模式。例如：在山东现货市场， 行业专题报告 请务必阅读正文之后的免责条款 2of 7 午间光伏大发时电价可低至0.2元/千瓦时，晚间高峰时电价可超过0.8元/千瓦时，单次充放电即可赚取可观价差。盈利能力方面：高波动、高潜力。盈利能力完全取决于市场价格波动幅度和频率。在供需紧张、新能源波动大的地区，收益潜力巨大，但同时也伴随市场价格剧烈波动的风险。 2025年各省容量补偿政策呈现两大核心特点与导向。第一，精准化与市场化。补偿标准日益细化，挂钩可用容量和实际调用绩效，而非简单按装机付费，激励资源在关键时刻“顶得上”。第二，主体多元化与公平化。明确将独立储能、虚拟电厂等新型灵活性资源纳入补偿范围，与传统火电同台竞争，旨在以市场化机制引导投资，系统性提升电力保供能力，加速构建新型电力系统。 表 1：2025 年部分省市容量补偿政策 地区 类型 补偿标准 内蒙古 按放电量补贴 2025年度补偿标准为0.35元/kWh，补偿标准一年一定。2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/kWh。 新疆 按放电量补贴 2023年5月试行独立储能容量电价补偿，2025年补偿标准为0.128元/kWh，逐年递减20%，资金由工商业用户分摊。 河北 按容量补贴 2024年1月发布容量电价政策，2025年3月延长有效期至2026年底，并追补此前退坡的补偿至100元/kW。 山东 按发电侧容量电价机制补贴 自2021年起对独立储能在发电侧给予容量补偿电价，按0.0705元/kWh收取用户侧费用，再按月度可用容量分配。可用容量=储能电站核定放电功率×K×H/24。K=电站当日运行及备用状态下的小时数/24，H为电站核定放电功率下最大连续放电小时数。 甘肃 按发电侧容量电价机制补贴