> 数据图表想关注一下储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益2025-12-6储能收益方式多样化，容量电价提供保底收益1国内：国内储能政策从强制配储向独立储能转变◆ 从配储转为独储：阶段一（2017–2025年初）：政策驱动下“强制配储”；阶段二（2025年5月至今）：强制配储正式退出；阶段三（未来展望）：电力市场化改革落地，，现货价差扩大，对容量电价依赖减弱。◆ 独立储能作为独立主体接入电力市场，具备多元化的收益来源：部分省区已纳入容量电价/容量补偿体系，提供稳定现金流；可通过现货市场及峰谷价差实现套利；还可通过容量租赁与参与辅助服务市场获取增量回报。独立储能的收益模式更为市场化和多元，经济性更优，有望受益于电力市场化改革。图：强制配储和独立储能对比图：强制配储和独立储能(100MW/200MWh)经济性对比维度强制配储（新能源电站配套）独立储能（单独建站/市场化）收益类型收入来源 年收入（万元）计算依据政策背景地方政府强制要求（一般10–30%136号文后成为主流方向，鼓励市配比，2h时长）场化运营投资主体 新能源发电企业（风光场站）收入来源提高新能源消纳（减少弃风弃光）、辅助服务（调频/调峰），主要作用是降低损失，不是直接盈利独立储能投资商、电网公司、社会资本容量电价/容量补偿（如有）、电力现货交易峰谷价差套利、直接容量租赁（租给新能源或用户）、辅助服务补偿（调频/黑启动/备用等）容量电价补偿1050租赁率70%-80%，单价150–300元/kW，按70%利用率、150元/kW折算现货市场价差套利1875价差0.3元/kWh，运行250天，年充放电量6250万kWh独立储能辅助服务500辅助服务价格0.0705元/kWh，示范项目双倍补偿，按日2.5h运行、效率86%计算收益属性偏成本端（额外投资，收益不独立偏收益端（有独立电价机制，市场核算）化博弈）3425调度调用 电网侧调用有限，很多时候闲置经济性收益单一、大部分项目难以覆盖成本、靠新能源电价补偿间接消化未来趋势强制要求逐步退出由市场信号驱动，能灵活参与多个电力市场收益来源多元、若容量电价+现货价差放开，盈利模式更清晰盈利能力取决于电价机制成熟度国家鼓励，27年目标基本实现市场化、规模化发展弃风弃光收益525配储率50%，收益来自消纳与并网保障强制配储现货市场价差套利辅助服务05001025容量主要用于电源侧保障，现货套利消失辅助服务收入保留77数据来源：Wind、公司公告，东吴证券研究所东吴证券综合其他
