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地方政府密集出臺(tái)儲(chǔ)能容量電價(jià)補(bǔ)償政策，建立市場化收益機(jī)制。當(dāng)前已落地的地區(qū)包括內(nèi)蒙古、甘肅、河北、寧夏、新疆等，政策模式涵蓋放電量補(bǔ)償、容量電價(jià)機(jī)制（火儲(chǔ)同補(bǔ)）、容量電價(jià)+峰谷電價(jià)疊加、以及容量補(bǔ)償+輔助服務(wù)考核等。
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補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)看，可分為“按容量補(bǔ)貼”（元/kW·年）與“按放電量補(bǔ)貼”（元/kWh），并配合考核機(jī)制確保儲(chǔ)能出力質(zhì)量，項(xiàng)目IRR普遍在8–12%區(qū)間，高價(jià)值省份可達(dá)15%以上。我們預(yù)計(jì)未來仍將有更多省份跟進(jìn)出臺(tái)容量補(bǔ)償政策，儲(chǔ)能收益模型將持續(xù)優(yōu)化。
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內(nèi)蒙古儲(chǔ)能政策補(bǔ)貼力度全國最強(qiáng)，需求拉動(dòng)效應(yīng)顯著。25年3月內(nèi)蒙發(fā)布《關(guān)于加快新型儲(chǔ)能建設(shè)的通知》，對25年6月30日前開工并建成投產(chǎn)的項(xiàng)目，給予0.35元/kWh放電量補(bǔ)償，補(bǔ)貼周期10年，強(qiáng)度高于其他省份。成本由新能源發(fā)電企業(yè)按裝機(jī)容量分?jǐn)?，形成“?qiáng)制分?jǐn)?高額放電補(bǔ)償”的組合機(jī)制。配套上，蒙西現(xiàn)貨交易形成0.27元/Wh的充放電價(jià)差，疊加輔助服務(wù)市場（調(diào)頻里程補(bǔ)償2–12元/MW），進(jìn)一步提升儲(chǔ)能利用效率。經(jīng)測算，0.35元/kWh放電補(bǔ)償下，項(xiàng)目IRR可達(dá)10–20%，處于全國最高水平。
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儲(chǔ)能并網(wǎng)規(guī)模持續(xù)增長，25H1新開工項(xiàng)目超50GWh。內(nèi)蒙24年儲(chǔ)能并網(wǎng)14.3GWh，同增161%，規(guī)模第二，占比13%；25H1并網(wǎng)約2.5GWh，但新開工項(xiàng)目超50GWh。
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甘肅率先落地“火儲(chǔ)同補(bǔ)”容量電價(jià)機(jī)制，補(bǔ)貼確定性與現(xiàn)金流穩(wěn)定性優(yōu)于放電量補(bǔ)償模式。25年7月《關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價(jià)機(jī)制的通知（征求意見稿）》規(guī)定，儲(chǔ)能按有效容量計(jì)價(jià)（折算公式：有效容量 =放電時(shí)長/6×額定功率–廠用電），執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)為330元/kW·年，與火電機(jī)組同價(jià)，執(zhí)行期2年。
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配套市場環(huán)境良好，現(xiàn)貨運(yùn)行一年，平均峰谷價(jià)差0.24元/kWh+；輔助服務(wù)補(bǔ)貼上限為300元/MW·日（調(diào)峰）和12元/MW（調(diào)頻），項(xiàng)目IRR約9–12%，單位補(bǔ)貼0.15–0.18元/kWh，位于全國中高水平。
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25年儲(chǔ)能并網(wǎng)約5GWh，新型儲(chǔ)能裝機(jī)超6GW。甘肅24年底新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模累計(jì)11.41GW，預(yù)計(jì)25年儲(chǔ)能并網(wǎng)規(guī)模約5GWh，H1并網(wǎng)約2-2.5GWh，25年底新型儲(chǔ)能裝機(jī)超過6GW，30年底10GW。
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容量電價(jià)逐步上調(diào)，IRR為6%-8%。25年9月印發(fā)《關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價(jià)機(jī)制的通知（征求意見稿）》，提出自25年10月起執(zhí)行100元/kW·年，26年上調(diào)至165元/kW·年，按有效容量折算，成本由工商業(yè)用戶和外送電量共同分?jǐn)偂？己溯^嚴(yán)，月內(nèi)三次非停扣減當(dāng)月電費(fèi)，全年三個(gè)月取消未來一年資格。寧夏現(xiàn)貨價(jià)差0.26–0.31元/kWh，輔助服務(wù)調(diào)頻價(jià)格區(qū)間5–15元/MW，增強(qiáng)儲(chǔ)能多元化收益。整體IRR測算6–8%，對應(yīng)補(bǔ)貼0.08–0.1元/kWh。
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24年寧夏累計(jì)新型儲(chǔ)能裝機(jī)4.72GW/9.44GWh，全國第五。25H1寧夏儲(chǔ)能裝機(jī)約3GWh，截至8月28日，寧夏儲(chǔ)能裝機(jī)容量達(dá)6.14GW/12.93GWh，全國第四。
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容量電價(jià)機(jī)制+充放電價(jià)格政策并行，IRR約6%-8%。25年3月河北發(fā)布《關(guān)于完善獨(dú)立儲(chǔ)能先行先試電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，提出獨(dú)立儲(chǔ)能享受100元/kW·年容量電價(jià)，以4小時(shí)充放電時(shí)長折算的月度可用容量為基準(zhǔn)，執(zhí)行期2年，先建先得，26年6月前未并網(wǎng)項(xiàng)目扣減補(bǔ)貼月數(shù)?？己硕艘笕暾{(diào)用次數(shù)不少于330次，執(zhí)行嚴(yán)格。容量電費(fèi)由工商業(yè)用戶分?jǐn)?，保障結(jié)算穩(wěn)定。河北現(xiàn)貨市場峰谷價(jià)差0.25–0.3元/kWh，疊加容量電價(jià)補(bǔ)貼，相當(dāng)于0.08元/kWh，整體IRR約6–8%。
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24年儲(chǔ)能并網(wǎng)規(guī)模8-9GWh，規(guī)模第五；25H1并網(wǎng)6.1GWh，增長勢頭強(qiáng)勁。25年2月，河北發(fā)改委下發(fā)總規(guī)模6.4GW/20.86GWh的37個(gè)獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目指標(biāo)。25、26年參與競爭的獨(dú)立儲(chǔ)能容量規(guī)模為河北南網(wǎng)7.7GW，冀北電網(wǎng)8.3GW。我們預(yù)計(jì)河北新增儲(chǔ)能裝機(jī)維持10-15%。
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IRR測算6–8%，若補(bǔ)貼延續(xù)25標(biāo)準(zhǔn)，仍具吸引力。23年出臺(tái)的《關(guān)于建立健全支持新型儲(chǔ)能健康有序發(fā)展配套政策的通知》明確，獨(dú)立儲(chǔ)能按實(shí)際放電量享受容量補(bǔ)償，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)逐年下調(diào)（23年0.2元/kWh，24年0.16元/kWh，25年0.128元/kWh），政策有效期至25年底。資金由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)?。考核要求調(diào)用次數(shù)不少于100次，調(diào)度機(jī)構(gòu)可測試。峰谷價(jià)差維持在0.25–0.3元/kWh，疊加調(diào)峰輔助服務(wù)（充電補(bǔ)償0.55元/kWh，放電結(jié)算0.25元/kWh），形成額外收益。整體IRR測算6–8%，若補(bǔ)貼按25年標(biāo)準(zhǔn)延續(xù)仍具備一定吸引力。
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25年H1并網(wǎng)7Gwh，儲(chǔ)能需求有望維持高位。新疆24年儲(chǔ)能并網(wǎng)20GWh，規(guī)模第一，占比18%；25H1并網(wǎng)7Gwh，同比近30%增長。截至25年6月底，已開工和正在實(shí)施采招的項(xiàng)目還有73GWh。預(yù)計(jì)25年裝機(jī)30gwh，我們預(yù)計(jì)26年可維持40gwh規(guī)模。
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新能源項(xiàng)目按不少于10%配置儲(chǔ)能或支付容量費(fèi)用，為盈利提供保障，整體IRR約8.3%。云南未成交租賃容量可按參考價(jià)220元/kW·年下浮30%獲得收益(154元/kW·年)，形成“兜底”收益。磷酸鐵鋰可按裝機(jī)規(guī)模的1.8倍計(jì)入租賃服務(wù)，全釩液流按3倍計(jì)入。若未足額租賃儲(chǔ)能容量，需按參考價(jià)上浮30%(286元/kW·年)繳納調(diào)節(jié)費(fèi)用，未成交部分與差額由市場主體按可交易容量比例分?jǐn)偂，F(xiàn)貨價(jià)差與分時(shí)電價(jià)機(jī)制為儲(chǔ)能提供套利空間，每充電1度電可獲利約0.133元/kWh；同時(shí)已建立調(diào)頻(里程補(bǔ)償3–8元/MW、AGC補(bǔ)償4–5元/MWh)與黑啟動(dòng)市場(平均中標(biāo)2.48萬元/月·臺(tái))。
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云南新型儲(chǔ)能迅速增長，截至25H1投產(chǎn)并網(wǎng)新型儲(chǔ)能5GW，但目前暫緩審批鐵鋰儲(chǔ)能項(xiàng)目，25年預(yù)計(jì)下降。24年，云南新型儲(chǔ)能裝機(jī)約1GWh，25H1，新型儲(chǔ)能裝機(jī)約8.1GWh，系調(diào)節(jié)容量市場機(jī)制和獨(dú)立儲(chǔ)能可租賃容量獎(jiǎng)勵(lì)政策的實(shí)施，實(shí)現(xiàn)跨越式發(fā)展。
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山東通過容量補(bǔ)償與市場機(jī)制優(yōu)化為儲(chǔ)能發(fā)展提供支持，整體測算IRR約5%-8%。容量補(bǔ)償方面，示范項(xiàng)目容量電價(jià)為0.14元/kWh、市場化項(xiàng)目為0.07元/kWh，按“容量電價(jià)×日可用容量”計(jì)算，為儲(chǔ)能提供基礎(chǔ)收益保障；市場機(jī)制方面，通過放寬現(xiàn)貨限價(jià)、統(tǒng)一尖峰時(shí)段核定有效容量、拓展調(diào)頻與備用等輔助服務(wù)交易，推動(dòng)儲(chǔ)能發(fā)揮更大調(diào)節(jié)價(jià)值；同時(shí)，獨(dú)立儲(chǔ)能充電免除輸配電價(jià)及政府性基金，并鼓勵(lì)新技術(shù)應(yīng)用。
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山東率先建立儲(chǔ)能現(xiàn)貨市場交易機(jī)制，推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展。24年底，新型儲(chǔ)能在運(yùn)規(guī)模達(dá)717.7萬千瓦，較22年底增長3.6倍，創(chuàng)新儲(chǔ)能自調(diào)度機(jī)制，獨(dú)儲(chǔ)“日充一放”，利用率高于周邊地區(qū)。25H1山東新型儲(chǔ)能并網(wǎng)規(guī)模約5GWh，我們預(yù)計(jì)年新增10GWh規(guī)模可持續(xù)。
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容量電價(jià)出臺(tái)可期，儲(chǔ)能空間廣闊。截至25H1，江蘇、浙江、廣東、安徽、青海等省份累計(jì)光伏裝機(jī)容量分別為84/59/57/54GW，23及24年新增儲(chǔ)能裝機(jī)約16/8/6/4/10GWh，光伏裝機(jī)規(guī)模大，儲(chǔ)能配套水平高，但仍存在提升空間。未來隨著容量電價(jià)等政策逐步出臺(tái)，儲(chǔ)能補(bǔ)償機(jī)制進(jìn)一步完善，有望打開更大成長空間。我們預(yù)計(jì)青海、山東、浙江、江蘇等地26年發(fā)力，分別有10GWh+的空間。