源网侧储能的盈利模式正从“容量租赁单一驱动”向“电能量+辅助服务+容量补偿多元驱动”转变。广发证券电力设备深度报告指出，2024年广东独立储能容量租赁仍占收益主导（现货收益仅11.4%），136号文取消强制配储后将加速这一转变。现货市场峰谷价差持续拉大——山东2024年平均峰谷差率72.4%、甘肃69.0%、蒙西61.9%。容量补偿政策加码——内蒙古0.35元/kWh（全国最高）10年补偿几乎覆盖全投资。辅助服务费用逐步向终端用户传导，独立储能经济性持续改善。电化学储能等效充放电次数由162次提升至211次（+36%），利用率提升进一步优化储能收益。
现货市场价差：新能源全量入市拉大峰谷价差
现货市场峰谷价差是储能电能量交易收益的核心来源。2024年山东、甘肃、蒙西、山西现货市场峰谷差率分别达72.4%、69.0%、61.9%、58.8%。136号文推动新能源全电量入市，将进一步放大现货市场峰谷价差——午间光伏出力高峰时段电价可能跌至零或负值，晚高峰时段因火电边际成本高企电价高企，价差扩大直接提升储能套利空间。2025年4月国家发改委发文要求全面加快现货市场建设，2025年底前基本实现全覆盖。对于新疆、宁夏、青海、江西等仅结算试运行省份，现货市场建设加快有助于新型储能向获取市场化收益转型。电能量市场在储能收益中的重要性将从2024年的低位逐步提升，预计3-5年内可达到与容量租赁相当的收益贡献比例。
各省现货市场峰谷差率与储能收益模式| 省份 | 峰谷差率 | 现货状态 | 储能收益模式 | 发展潜力 |
|---|
| 山东 | 72.4% | 正式运行 | 电能量+容量补偿+租赁 | 高 |
| 甘肃 | 69.0% | 正式运行 | 电能量+调峰容量 | 高 |
| 蒙西 | 61.9% | 正式运行 | 电能量+容量补偿 | 高 |
| 山西 | 58.8% | 正式运行 | 电能量+辅助服务 | 高 |
容量补偿：内蒙古0.35元/kWh全国最高，10年覆盖全投资
各省容量补偿政策为储能提供稳定的收益底线。内蒙古2025年补偿标准0.35元/kWh（全国最高），补偿期限10年，以250次/年等效充放电测算10年补偿可达787.5元/kWh，几乎覆盖全部初始投资成本。补偿费用以月度为周期在发电机组间分摊，支付主体由发电企业承担，保障了补偿资金的可持续性。甘肃补偿上限300元/MW·日，新疆2025年补偿标准0.128元/kWh（逐年递减20%），山东现行容量补偿电价0.0705元/kWh（示范项目2倍），河北年度容量电价100元/kW。容量补偿政策的完善是独立储能项目能够实现合理回报的关键保障，也是吸引社会资本进入储能领域的重要制度基础。136号文取消强制配储后，容量补偿有望部分替代容量租赁的功能，成为独立储能收益的重要支撑。
辅助服务市场：品种多元化+费用向用户传导
辅助服务市场是储能收益的第三大来源。2023年以来，辅助服务品种从传统的调峰、调频扩展至一次调频、黑启动、爬坡、备用等多元化品种，储能参与辅助服务市场的渠道拓宽。更重要的是，辅助服务费用正逐步向终端用户传导——2024年多省调整辅助服务费用分摊机制，从发电侧零和博弈转向用户侧合理分摊，为储能参与辅助服务市场提供了更可持续的收益来源。预计随着辅助服务市场的完善，辅助服务收益在储能总收入中的占比有望提升至15%-25%。储能系统在调频等辅助服务中的快速响应优势是其他电源无法替代的，这一细分市场将为储能提供差异化的高收益机会。
利用率提升+收益模式优化，独立储能IRR有望改善
2024年电化学储能等效充放电次数由162次提升至211次（+36%），年均利用小时数由611h提升至911h（+49%）。利用率提升意味着储能项目可在生命周期内实现更多次充放电循环，摊薄单位储能成本。结合现货价差扩大、容量补偿完善、辅助服务多元化，独立储能项目的IRR有望从2024年的较低水平逐步改善。我们预计到2027年，现货市场全面覆盖后，独立储能项目全投资IRR有望从当前5%-7%提升至8%-10%，达到可市场化融资的水平。IRR改善将驱动更多社会资本进入储能领域，形成“盈利改善→投资增加→规模扩大→成本下降”的正向循环，推动储能行业从政策驱动真正走向市场驱动。
