国内储能行业：独立储能或将占主导

去年8月，为推动新型储能高质量发展，国家发展改革委、国家能源局研究制定了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，明确提出2027年全国新型储能累计装机规模达180GW以上，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富。南京证券研究员张儒成表示，国家层面规划明确，政策有力支撑储能行业发展。

电源侧储能 配置向“市场驱动”转变

张儒成表示，2025年以前，国内储能主要由强制配储政策驱动，即强制要求新能源项目必须按照一定比例配置储能。受益于新能源发电项目装机规模高速增长，国内储能需求水涨船高。但由于强制配储作为新能源发电企业的成本项，项目初始投资成本显著增加，但储能成本难以疏导到用户侧，其经济性尚不明显。且其收益渠道单一、利用效率低，主要依靠政策推动。

2025年初，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（简称“136号文”），规定配置储能不再作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，推动国内电源侧储能配置逻辑由“政策驱动”向“市场驱动”转变。

独立储能

将占据主导地位

自2021年12月新型储能的独立主体地位得以明确，以独立共享储能电站匹配新能源配储需求的模式逐步得到认可，独立储能在新型储能中占比逐年提升。

随着强制配储政策退出历史舞台，叠加电力市场化持续推进，有望推动独立储能商业模式拓展。

独立储能

商业模式持续拓展

张儒成表示，与强制配储相比，独立储能的商业模式更加丰富，涵盖容量租赁、辅助服务、峰谷套利和容量补偿等多种方式。其中容量租赁为独立储能电站将部分容量出租给新能源发电项目，满足后者配储需求，收取租赁费用；辅助服务为参与调峰、调频等辅助服务市场，获取辅助服务收益；峰谷套利为利用日内电价差异，通过高峰放电低谷充电来获得电价差收益；容量补偿为按容量给予独立储能电站补贴。

此前容量租赁为独立储能主要盈利模式，其本质上驱动因素还是为了满足新能源配储要求。后续来看，随着新能源装机占比持续提升以及136号文后新能源全面入市，电力现货市场峰谷价差显著拉大，独立储能可通过在低价时段充电、高价时段放电，实现峰谷套利收益。另外多地政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立市场化收益机制，容量电价机制的推广有望进一步提升独立储能内含收益率。

风险提示：

储能需求不及预期；政策波动超出预期；原材料价格波动超出预期；行业竞争超出预期。

（以上内容仅供参考，不作为投资决策依据。投资有风险，入市需谨慎。）

南京晨报/爱南京记者 许崇静