芯耀
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作者：潮一，编辑：水镜
政策与市场持续影响下，独立储能迈入大爆发时代。
过去的一年，因136号文取消新能源强制配储，独立储能已成为新增电化学储能的主要应用场景，据中电联电动交通与储能分会数据：2025年上半年我国新增储能装机中独立储能占比为 61%，截至2025年上半年末，我国累计投运独立储能42.9GW，占电化学储能总规模比例56.6%，到了三季度独立储能新增量占比进一步提升至83%。
进入2026年，新一轮政策变化又可能进一步影响独立储能的投资价值与成长曲线。1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称“通知”），正式将电网侧独立储能纳入发电侧容量电价机制,容量电价水平将结合放电时长、顶峰贡献等因素确定；同时提出在电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，按顶峰能力等统一原则进行补偿并逐步扩展范围。
这一政策的战略意义在于，把“容量贡献”对应的收入来源进一步制度化，使电网侧与独立储能在电能量套利与辅助服务之外，获得更稳定的收益支撑与更清晰的核算口径。尤其在电价波动与辅助服务价格不确定的背景下，这类容量机制更有利于提升项目现金流稳定性与融资可获得性，并推动项目侧更加重视可用率、响应能力与持续顶峰贡献等硬指标，带动运维管理与全生命周期性能要求上移。
考虑到国内新能源并网规模持续扩大、系统调节需求加速上行，容量机制的完善有望在2026 年对电网侧与独立储能新增装机形成持续支撑，并显著提升项目收益的抗波动能力与可融资性。
实际上，在《通知》发布之前，容量电价补偿政策已在多个省份陆续出台。目前，全国已有十余个省份推出相应的容量电价补偿机制。各省对新型储能容量电价的计算机制各有不同，大体可以分为可靠容量补偿机制（如甘肃、宁夏）、容量电价机制（如湖北、河北）、放电量补偿机制（如内蒙、新疆），以及资金池补偿（如浙江），未来各省的计算机制或将根据《通知》进行调整。
而根据兴业证券对已出台容量电价补偿省份的独立储能项目盈利能力进行测算，发现容量补偿与峰谷套利收益为独立储能项目最主要收入来源，占比约分别为30%、65%。
第三方机构数据也显示，有容量补偿地区的独立储能电站确实更具有投资价值。以蒙西为例，因容量补偿水平全国领先且现货市场活跃，假设其容量电价补偿 10 年，0.28 元/度、0.35 元/度的补偿标准对应全投资 IRR分别为7.3%、9.0%。
此外甘肃、新疆、河北、山东由于同时具备容量电价以及可观的现货套利或辅助服务收益，若延续当下政策测算全投资IRR 有望≥5%。
相比之下，宁夏等地虽然亦已出台当地容量电价政策，但因补偿水平较低、峰谷价差较小等原因项目经济性仍未体现。
国贸期货分析认为，从各省现有的容量电价补偿标准看，未来将有两个变化：一是，储能容量电价具备提升可能。当前国内甘肃、云南煤电容量电价为 330 元/kW·年，其余省份为 165 元/kW·年，未来若执行可靠容量补偿机制，全国统一的容量电价可能高于当前各省的水平。二是，放电量补偿机制（如内蒙、新疆）、资金池补偿（如浙江），未来可能出现调整，且目前内蒙执行放电量补偿机制计算出来的容量电价较高，未来若调整为可靠容量补偿机制或容量电价机制，则容量电价水平将会下降，同步会影响当地储能项目的 IRR。
另外，考虑《通知》对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算的方式来计算容量电价，待电力现货市场连续运行后，建立“可靠容量补偿机制”。可靠容量指机组在电网顶峰时段持续稳定供电的容量，是衡量顶峰能力的统一标尺。在“可靠容量补偿机制”下，补偿将不再区分电源类型，将按统一标准获得补偿。
在政策与市场持续影响下，24潮产业研究院(TTIR)分析认为，未来独立储能很有可能将进入长时储能争霸新时代。因为无论是容量电价机制还是可靠容量补偿机制，时长越长，容量电价/可靠容量越大，储能容量电费越高。
当前业内普遍认为，当新能源发电量在一个国家/地区能源结构中的占比超过20%，4小时以上长时储能成为刚需；装机占比达到50-80%时，储能时长需要达到10小时以上。
而根据国家能源局数据，2024年内地可再生能源发电量达3.46万亿kWh，约占全部发电量的35%，其中风电太阳能发电量合计达1.83万亿 kWh。我国新能源发电量占比已经远超20%，但截至2024年底新型储能项目平均储能时长仅为2.3小时，4小时及以上新型储能装机占比仅为15.4%，2-4小时项目装机占比却高达71.2%。
协鑫集团董事长朱共山此前提到，现有的储能技术尤其是长时储能技术仍然不足，严重影响新能源产业的协同发展，中国新型储能的平均储能时长仅为2.2小时，短时储能无法单独应对电网稳定和电力需求波动的挑战。
“中国的资源禀赋决定光伏每天的有效发电时间是4至5个小时，这意味需要配套长时储能。” 按照纬景储能董事长葛群的估算，2025年，中国用电量预计超过10万亿度，2030年，用电量预计超过12万亿度。鉴于新能源装机量仍在上升，预计需要200GW-300GW储能配套。
根据交银国际分析，预计2025年起国内长时储能市场将快速增长，到2025/2030年，4小时以上储能占比分别提升至21%/50%，2025-2030年4小时以上储能新增装机规模合计超100GW。
而根据CNESA预计，我国在2030年长时储能装机规模约2300万千瓦，约占同期新型储能装机总规模的20%；2060年超长时储能装机规模约1.5亿千瓦。
而回到产业可持续发展与竞争层面，不同的储能技术适用的应用场景也不同。根据储能技术在功率、时间维度分布及应用，氢储能、抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热以及液流电池，是适合长时大容量储能的五大技术。
“寻找一项技术，最重要的是手中的 ‘尺子’，也就是标准要清晰。” 葛群认为长时储能技术需要满足八方面要求，首先是安全，这是一切的基石，其次是成本，关乎项目的经济可行性，再者是具备足够的储能时长，第四是量产能力，确保技术能够大规模落地应用，第五是环保，契合可持续发展理念，第六是选址灵活，摆脱地理条件的严苛束缚，第七是建设周期短，能快速响应能源市场需求，第八是储能的使用寿命能匹配风电、光伏电站的使用年限。
综合考虑技术成熟度和成本等因素，交银国际分析认为：
1.在日调节场景下：抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为当前主流的储能技术，压缩空气、液流电池等仍处于商业化初期。
2.在周调节场景下：液流电池、压缩空气储能和熔盐储热技术成熟度相对较高，将成为长时储能的主要方式。
3.在季调节场景下：氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式，但由于转化效率较低，且技术成熟度不高，预计商业化应用尚早。
所以，交银证券判断 “在中短期内，锂离子电池、压缩空气、液流电池三者将直接参与长时储能的竞争。”
时下，储能产业已进入新一轮的技术迭代期，又到了决定下一个5年产业新格局的历史关键节点。可以预见，未来谁能解决行业痛点，谁就拥有改变或重塑产业新格局的力量与历史机遇。
结合全球储能最近发展趋势与变化，我们分析认为，在未来深层次竞争中，价格战并不是决定性因素，展望未来，我们未来全球储能市场，尤其是大储市场份额大概率持续向具备“全球布局与品牌影响力、领先的科技创新力、垂直一体化制造能力和雄厚资本实力” 龙头企业集中。
参考致谢
· 兴业证券——电气化大时代之国内储能篇： 政策催化下独立储能放量，关注 “ 十五五”电费收支平衡与顶层电价机制
· 国贸期货——容量电价新政对储能影响几何？
