新政策下独立储能项目投资收益研究

文 | 张洪翔 谭一可 周传文

供职于中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司

在全球能源转型与“双碳”目标驱动下，新型储能已成为支撑高比例新能源电力系统安全稳定运行的关键基础设施。

国家能源局发布的《中国新型储能发展报告2026》显示：截至2025年底，全国新型储能累计装机规模达13,593万千瓦/35,112万千瓦时，同比增长84.3%；平均储能时长约2.58h，较2024年增加约0.30h，储能时长呈逐年上升趋势。2025年，新型储能装机规模首次突破1亿千瓦大关，跃升至抽水蓄能装机的2倍以上，成为新型电力系统的关键支撑力量。

从应用场景来看，独立储能装机规模达6,954.5万千瓦/17,726.4万千瓦时，占比51.2%，正式超越新能源配储（占比36.9%）成为第一大应用形态。从储能时长来看，4h及以上新型储能装机占比27.5%，同比增加12.1%，中长时储能发展势头强劲。

然而，这一超高速增长长期依赖于新能源强制配储政策驱动，“配而不用”“建而不调”现象普遍存在，项目经济性普遍不足。

2025年2月，国家发展改革委发布《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》（发改价格〔2025〕136号），明确取消新能源强制配储要求。

2026年1月，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称114号文）首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系。

2026年7月，国家发展改革委印发《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号，以下简称1077号文），进一步规范了储能充放电环节的输配电价处理规则。

新政策共同塑造了独立储能“容量保底+市场增益”的新型盈利框架，目前，新政下的投资收益仍面临诸多不确定性。本文旨在回答三个核心问题：第一，2026年新政框架下独立储能项目的投资收益水平；第二，容量电价与输配电价等新政对独立储能的收益结构与投资决策的影响；第三，不同区域的政策差异对项目收益影响分析。

2025—2026年，是中国独立储能行业政策环境发生根本性变化的关键时期。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布136号文，明确取消新能源强制配储要求，标志着储能行业从“政策驱动”正式进入“市场驱动”阶段。2026年1月，114号文首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制。2026 年7月，1077号文核定第四监管周期省级电网输配电价2026年8月1日起执行。

这一系列政策深刻重塑了独立储能项目的收益结构和投资逻辑。强制配储取消后，此前高度依赖容量租赁收入的独立储能项目面临收入断崖式下跌的风险；容量电价机制的建立又为项目提供了新的“保底”收入来源；而电网公司输配电价新政中“三缴一退”的费用结构，则使充电环节的非电能量费用成为影响项目收益的关键变量。

本文以甘肃某独立储能项目为实证案例，结合项目运营实绩，系统分析新政策框架下独立储能项目的收益结构、充电成本构成和投资回报特征，并重点探讨边界条件变化对收益的影响，为行业投资决策提供参考。

政策演进与制度分析

PART.0 1

从强制配储到独立主体的政策转向

2024至2026年间，影响独立储能投资收益的核心政策经历了系统性重构。

136号文（2025年2月）取消新能源强制配储，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件。这一政策标志着储能行业从“政策驱动”正式进入“市场驱动”阶段，使得此前高度依赖容量租赁收入的独立储能项目面临收入断崖式下跌的风险。

114号文（2026年1月）首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制。其核心设计包括：（1）容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按比例折算，折算公式为：容量电价=当地煤电容量电价×min(1, 满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长)；（2）独立储能充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；（3）实行清单制管理，只有纳入省级清单的项目才能获得容量电价。

1077号文（2026年7月）核定第四监管周期省级电网输配电价，2026年8月1日起执行，监管周期三年。文件延续了114号文对储能充放电的输配电价处理原则，即充电时视作用户缴纳相关费用、放电时退减输配电费。

PART.0 2

各省容量电价政策的差异化格局

截至2026年7月，全国已有13个省（区）出台独立储能容量电价或补偿政策，共有24个省（区、市）发布新型储能发展指导意见或实施方案，19个省（区）制定了新型储能项目管理专项政策。其中，山东、内蒙古、河北、山西、新疆、陕西、黑龙江、湖南、河南、四川、江苏、安徽、广东13省（区）明确采用项目库或年度建设计划等形式推进项目建设和全过程管理。其补偿标准呈现显著的区域分化。

各省储能容量补偿政策梯队分布

值得注意的是，114号文提出的“净负荷高峰持续时长”参数差异显著：湖北为10h（全国最长），吉林和青海为8h，甘肃、陕西、新疆为6h，河北仅3h。这一参数直接影响储能项目的容量电价折算比例-4h 储能在甘肃的折算系数为4/6=66.7%，在湖北仅为4/10=40%，容量电价收入差异悬殊。

PART.0 3

第四监管周期输配电价对储能的影响

1077号文对独立储能的影响主要体现在三个方面。

第一，充电环节的费用结构固化。独立储能充电 时需缴纳上网环节线损费用、系统运行费用，并按单一电量制用户执行输配电价。这意味着充电成本中除电能量费用外，还包含线损费、系统运行费和输配电价三项非电能量费用。

第二，系统运行费的“莫比乌斯循环”效应。系统运行费包含发电侧容量补偿电费、新能源可持续发展价格结算机制差价结算等科目。这意味着储能自身获得的容量电费，通过系统运行费又部分由储能自身承担，形成“自己补自己”的循环效应。据测算，这一循环效应使系统运行费占容量电费收入的40%以上。

第三，输配电价的“先缴后退”机制。放电电量可退减输配电费，但线损费用和系统运行费用不予退减。这一“三缴一退”的结构使非电能量费用成为独立储能运营成本的重要组成部分。

收益模型构建与理论分析

PART.0 1

独立储能的多层收益结构

在新政策框架下，独立储能的收益来源可归纳为三层结构。

独立储能三层收益结构

第一层：容量电价收益（“保底底薪”）。按装机容量支付固定费用，不受市场波动影响。计算公式为：年容量电费=申报容量×容量电价×折算比例×容量供需系数。以甘肃100MW/400MWh（4h）项目为例，年容量电费约2,200万元。收益约占项目总收入的20%～30%。

第二层：电能量交易收益（“核心提成”）。它包括中长期合约交易和现货市场价差套利。储能通过低电价时充电、高电价时放电获取价差收益。在零/负电价常态化省份，充电成本大幅降低甚至转为负值。收益约占项目总收入的40%～50%。

第三层：辅助服务收益（“增量奖金”）。它主要包括调频、调峰、备用等服务。调频服务收益最为可观。收益约占项目总收入的10%～20%。

PART.02

充电成本结构的理论分解

基于114号文和1077号文的规定，独立储能充电环节的完整成本构成可分解为：

Ccharge = Penergy×Q+Closs+Csys+Ctd+Cfund

其中，Penergy为充电电价，Q为充电量；Closs为上网环节线损费（按全额充电量缴纳，不退）；Csys为系统运行费（按全额充电量缴纳，不退）；Ctd为输配电价（仅充放电损耗电量承担，放电退减）；Cfund为政府性基金及附加。

关键区分在于：线损费和系统运行费按全额充电量缴纳且不予退减，而输配电价仅充放电损耗电量（约占总充电量的15%）承担且放电时可退减。这一结构，使得非电能量费用成为独立储能运营成本的重要组成部分。据测算，非电能量费用在全国平均占峰谷套利价差的50%以上。

PART.03

容量电费与充电费用的“莫比乌斯循环”

容量电费收入与充电费用之间存在一种“莫比乌斯循环”效应。具体而言：独立储能获得容量电费收入（如甘肃330元/kW·年），容量电费通过系统运行费由全体工商业用户分摊，独立储能充电时需缴纳系统运行费（其中包含自身获得的容量电费分摊部分），容量电费通过系统运行费又部分回流到储能自身的充电成本中。

以100MW/400MWh电站为例：年容量电费收入约2,200万元（甘肃），年缴纳系统运行费约1,836万元（按0.076元/kWh，4h储能），系统运行费占容量电费收入的83%。这意味着容量电价机制对储能项目的实际净收益贡献需要大幅打折。

甘肃项目实证研究分析

PART.01

项目概况

甘肃武威智慧绿能泗水镇独立储能项目位于武威市古浪县，分两期建设。一期105MW/420MWh（4h）于2025年底转商运，采用磷酸铁锂电池技术路线。二期135MW/540MWh（4h）处于可研阶段，规划27个5MW/20MWh储能单元，系统综合效率85%，循环寿命6,000次，电池设计使用寿命10年。

甘肃省2026年1月1日起执行发电侧可靠容量补偿机制，补偿标准330元/kW·年（全国最高），容量供需系数89.53%，系统净负荷高峰持续时长6h。电网侧独立储能的可靠容量系数为4/6=66.7%，厂用电率1.74%。按此测算，一期105MW项目理论年容量电费约1,703.85万元，二期135MW项目首年容量电费约2,612.77万元。

PART.02

一期项目运营实绩

2026年一季度，一期项目累计充电56,519MWh、放电48,420MWh，综合转换效率85.67%，日均充放电次数约1.4次。2025年全国新型储能项目平均利用h数为1,195h，平均等效充放电次数256次，较2024年分别提升31.2%和15.8%。甘肃利用小时数位居全国前列，一期项目核心运行指标处于甘肃省储能电站上游水平。

一期项目 2026 年一季度运营数据

从收入结构看，放电收益（现货套利）占比58.6%，调频收益占比41.4%，呈现现货与调频双轮驱动格局。一季度充电均价146元/MWh，放电均价349元/MWh，平均现货价差203元/MWh。实际调频K值平均1.92，反映出项目调频性能优异。

从充电成本角度分析：一季度充电电费826.61 万元，充电均价146元/MWh；2—3月输配电费、系统运行费、上网线损费合计216.08万元。非电能量费用约占充电总成本的26.1%，约占现货价差收益的16.4%。

PART.03

二期项目收益测算与输配电价影响

二期135MW/540MWh项目可研报告基于20 年运营期测算。首年现货市场价差收益（扣费后）1,791.80万元，首年调频收入2,741.04万元，首年容量电费2,612.77万元，首年合计收入约7,145万元。基于114号文和1077号文的费用结构，对二期项目首年充电费用进行测算。

二期项目充电费用测算
（首年，基于114号文/1077号文）

测算结果表明：二期首年非电能量费用高达3,409.46万元，容量电费收入2,612.77万元不足以覆盖，净缺口约796.69万元。这意味着容量电价机制对项目的实际净收益贡献为负——容量电费收入被系统运行费、线损费等额外充电费用大幅侵蚀。

区域比较与敏感性分析

PART.0 1

典型省份投资收益对比

从区域分布来看，华北、西北为新型储能装机规模较大区域，装机规模分别为4,413.1万千瓦/12,330.2万千瓦时和3,838.2万千瓦/11,733.8 万千瓦时，两者合计占全国装机60.7%；2025年新增装机中两者占比达66.8%，成为引领全国新型储能装机增长的主力区域。基于EPC成本0.85元/Wh、贷款比例70%、贷款利率3%的假设，各省独立储能项目IRR呈现显著分化。

典型省份IRR对比（100MW/400MWh，4h）

PART.02

储能时长的敏感性分析

储能时长是决定114号文下经济性的关键变量。根据报告数据，2025年4h及以上新型储能装机占比27.5%，同比增加12.1%，中长时储能发展势头强劲。以甘肃为例，不同储能时长的容量电费与额外充电费对比如下。

储能时长对容量电费净效应的影响（甘肃）

测算结果：2h储能因折算比例过低（33.3%），容量电费净效应为负；4h储能是经济性“拐点”；6h储能拿满容量电价，净效应最优。这一机制客观上推动了行业从2h向4—6h长时储能转型，与报告数据中4h 及以上储能占比快速提升的趋势高度吻合。

PART.0 3

关键参数的敏感性分析

峰谷价差是对IRR影响最大的因素：价差每变动0.1元/kWh，IRR变动2%～3%。其次是容量电价标准（每变动50元/kW·年，IRR变动约0.8%～1.2%）和项目造价（每变动0.1元/Wh，IRR变动约0.5%～1%）。年等效循环次数每增加100次，年收益增加约5%～8%。电池衰减是长期运营中最容易被忽视的隐性成本。在年等效循环300～400次的运行条件下，储能系统的衰减成本约占度电成本的35%。

PART.0 4

边界条件变化的收益情景分析

以甘肃某120MW/480MWh储能项目进行研究分析。

0 1

容量电价变动对收益的影响

容量电价是独立储能项目最核心的政策变量。114号文虽然建立了容量电价机制，但目前政策并未明确长期调整路径。考虑到未来可能出现的政策调整（如容量电价标准的逐步退坡或根据供需关系调整），本节设置容量电价在基准值（330元/kW·年）的±10%、±20%和±30%范围内变动，测算对项目全投资IRR和净现值（NPV）的影响。

容量电价变动对项目收益的影响

测算结果表明：容量电价每变动10%（约33元/kW·年），全投资IRR变动0.6%～0.7%，NPV变动约1,440万元。当容量电价降至231元/kW·年（-30%）时，项目IRR降至4.8%，低于一般投资项目基准收益率（6%），项目经济性显著恶化。当容量电价提升至429元/kW·年（+30%）时，IRR可达8.8%。

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现货价差变动对收益的影响

现货市场峰谷价差，是电能量套利收益的核心驱动因素。随着电力市场化改革的深化，现货价差受供需形势、新能源渗透率、系统灵活性资源充裕度等多重因素影响，波动性较大。研究设置现货价差在基准值（201.7元/MWh）的±10%、±20%和±30%范围内变动。

现货价差变动对项目收益的影响

现货价差是影响项目收益最敏感的因素。价差每变动10%（约20元/MWh），IRR变动1.3%～1.5%，明显高于容量电价的影响幅度。当价差下降30%至141.2元/MWh时，项目IRR仅2.3%，基本不具备投资可行性。当价差上升30%至262.2元/MWh时，IRR可达10.9%。

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系统运行费率变动对收益的影响

系统运行费，是114号文和1077号文框架下新增的隐性成本。其费率水平，直接影响容量电价的净激励效果。当前系统运行费按0.076元/kWh测算，但实际费率可能随电价政策调整而波动。

系统运行费率变动对项目收益的影响

系统运行费率的变动，对项目收益的影响同样显著。当系统运行费率下降40%至0.0456元/kWh时，容量电费与系统运行费之间的净贡献由负转正（+77.67万元），IRR提升至8.1%。当系统运行费率上升40%至0.1064元/kWh时，净贡献进一步恶化至-1,671.06万元，IRR降至5.5%。

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项目造价变动对收益的影响

项目造价，是决定项目初始投资规模的关键变量。2022年以来，2h和4h锂离子电池储能成为主流，价格均呈现下降趋势，储能系统中标价格累计降幅超60%，电站EPC中标价格降幅超40%，4h 储能系统和电站EPC价格分别略低于2h储能系统和电站EPC价格10%左右。2025年，锂离子电池储能规模化降本空间收窄，价格进入小幅波动的低位企稳阶段。研究设置项目造价在基准值（0.85元/Wh）的±10%和±20%范围内变动。

项目造价变动对项目收益的影响

项目造价每变动10%（约0.085元/Wh），IRR变动1.2%～1.4%。当造价降至0.68元/Wh （-20%）时，IRR可达9.8%。值得注意的是，根据行业趋势，随着锂电池产能过剩和系统集成技术成熟，项目造价有望继续下行。这为项目收益提供了额外的安全边际。

0 5

多因素组合情景分析

现实中的边界条件变化，往往是多因素同时发生的。本研究设计三种典型组合情景，综合评估边界条件变化对项目收益的联合影响。

多因素组合情景定义与收益测算

组合情景分析揭示了以下关键发现。

第一，乐观情景下项目IRR可达13.5%，NPV 高达18,542.36万元，投资吸引力显著。乐观情景的核心驱动因素包括：调频K值从1.2上调至1.80，贡献增量收益约1,645万元；现货价差上升20%，增量收益约358万元；项目造价下降10%，减少初始投资约4,982万元。

第二，悲观情景下项目IRR仅为1.2%，NPV为-15,876.23万元，基本不具备投资可行性。悲观情景中，系统运行费率上升和容量电价下调的双重挤压使得“莫比乌斯循环”效应加剧。

第三，调频K值是最被低估的收益弹性变量。从基准情景的1.2上调至乐观情景的1.80，可带来约1,645万元的增量收益，相当于IRR提升约2%。

组合情景收益分解

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政策边界条件变化的收益影响

除上述经济和市场参数外，政策边界条件的变化同样对项目收益产生深远影响。

政策边界条件变化情景分析

第一，容量电价退坡是最大的中长期政策风险。若容量电价按每年5%速率退坡，10年后归零，项目全生命周期容量电费收入累计减少约8,200万元，IRR将从6.9%降至4.2%。

第二，系统运行费减免是潜在的利好政策方向。若监管部门在系统运行费中设置“储能容量电费豁免”条款，减免50%的系统运行费，则项目年增收益约1,093万元，IRR可提升至8.3%。

第三，容量供需系数和净负荷高峰时长是114号文框架下的两个关键政策参数。容量供需系数从89.53%降至70%将导致年收益减少约572万元，而净负荷高峰时长从6h调整为4h（折算系数从66.7%升至100%）将使年收益增加约1,306万元。

综合以上边界条件变化分析，可以得出以下结论。独立储能项目的收益对现货价差、容量电价、系统运行费率和项目造价四个核心参数高度敏感。在乐观组合情景下，项目IRR可达13.5%，具有显著的投资价值；在悲观组合情景下，项目IRR降至1.2%，基本不具备可投资性。投资决策应当充分纳入多因素组合情景分析，合理评估收益的波动区间和下行风险。

结论与建议

主要结论

储能投资行业盈利拐点已经出现，但区域分化显著。独立储能全投资IRR从2024年普遍低于5%提升至2026年的6%～15%区间。内蒙古、甘肃等高补偿省份项目IRR可达9%～14%，而低补偿省份仍在6%以下。

114号文构建了“容量保底+市场增益”的新盈利框架。容量电价提供了20%～30%的固定收入保障，现货市场套利贡献了40%～50%的核心收益，辅助服务贡献10%～20%。收益结构已从“容量租赁为主”转向“电能量套利+容量电价+辅助服务”的三元结构。

输配电价新政形成了“三缴一退”的费用结构，非电能量费用平均侵蚀峰谷套利价差的50%以上。容量电费与充电费用之间存在“莫比乌斯循环”效应。

储能时长是决定经济性的关键变量。4h是经济性拐点，6h及以上长时储能获得显著制度红利。2025年4h及以上储能占比已提升至27.5%，同比增加12.1%，印证了这一转型趋势。

边界条件变化对收益的影响具有高度不对称性。现货价差是最敏感因素（每变动10%，IRR变动1.3%～1.5%），调频K值是最被低估的收益弹性变量，多因素组合情景下IRR波动区间为1.2%～13.5%。

投资建议

建立储能充电系统运行费减免机制。建议在系统运行费中设置“储能容量电费豁免”条款，对独立储能充电时系统运行费中与自身容量电费分摊相对应的部分予以减免，打破“莫比乌斯循环”。

完善输配电价“先缴后退”实施细则。建议采用“按月结算、当月退减”模式，缩短资金占用周期；将政府性基金及附加纳入退减范围，与山东、河南等先行省份政策对齐。

差异化设计储能时长激励政策。建议在容量电价折算公式中对6h及以上长时储能给予额外激励系数，同时引导存量短时储能通过扩容改造向长时储能演进。

加快容量市场建设。逐步从政府定价容量电价转向容量市场竞争拍卖，通过市场发现储能真实容量价值，降低行政定价的扭曲效应。

应优先选择现货市场已正式运行、容量电价/补偿标准较高的省份布局项目；优选4h及以上中长时储能方案，以最大化容量电价收益和现货套利空间；在IRR测算中充分纳入电池衰减成本、系统运行费上涨和政策变动风险；建立专业化电力市场交易团队，提升电价预测和充放电策略优化能力。同时，应建立多因素组合情景分析框架，定期更新边界条件假设，动态评估项目的收益波动区间和风险敞口。