136号文取消强制配储后，不同省份的储能发展前景将出现明显分化。广发证券电力设备深度报告构建了基于“光伏发电量占比+燃煤标杆电价+现货市场健全程度”的储能潜力评估框架。2024年储能新增装机前5省份为新疆、内蒙古、江苏、山东、河北，集中于新能源占比高或现货市场推进较快省份。报告将各省储能发展潜力划分为四类：第一类（市场机制完善+消纳压力较大）——内蒙古、山东、山西、河北、甘肃，完善的商业模式有望拉大峰谷价差，激发储能需求；第二类（机制待完善+消纳压力较大）——江西、新疆、青海，消纳压力推动政策加速完善；第三类（机制待完善但储能支持力度较大）——四川、云南。独立储能企业应聚焦第一、二类省份的市场机遇。
区域分化：四类省份储能发展潜力评估
基于各省光伏发电量占比、燃煤标杆电价与电力市场健全程度，报告将储能发展潜力划分为四类。第一类：市场机制完善、消纳压力较大省份（内蒙古、山东、山西、河北、甘肃、江苏），此类省份基于完善的商业模式，新能源全电量参与现货市场后有望进一步拉大峰谷价差，激发储能需求潜力。第二类：市场机制待完善、消纳压力较大省份（江西、新疆、青海等），消纳压力或推动政策加速完善，支撑储能需求。第三类：市场机制待完善、消纳压力较轻但储能支持力度较大省份（四川、云南等），仍具备一定发展机遇。第四类：光伏占比较低、电价较低的省份（福建、河南等），储能建设相对滞后。针对第一类省份，后续重点关注现有政策的持续性与现货市场峰谷价差情况；针对第二、三类省份，关注点应集中于市场机制的完善与支持政策的出台。
各省储能发展潜力四类划分| 类别 | 特征 | 代表省份 | 发展逻辑 |
|---|
| 第一类 | 市场机制完善+消纳压力大 | 内蒙古、山东、山西、河北、甘肃 | 峰谷价差拉大激发需求 |
| 第二类 | 机制待完善+消纳压力大 | 江西、新疆、青海 | 消纳压力推动政策完善 |
| 第三类 | 机制待完善+支持力度大 | 四川、云南 | 储能支持政策加码 |
| 第四类 | 光伏占比低+电价低 | 福建、河南 | 储能建设相对滞后 |
重点区域一：内蒙古——容量补偿全国最高，25年项目装机爆发
内蒙古是全国储能发展潜力最大的省份之一。2025年3月《关于加快新型储能建设的通知》明确，独立储能向公用电网放电量执行补偿0.35元/kWh（全国最高），补偿期限10年，几乎覆盖全部初始投资成本。补偿费用由发电机组按装机容量分摊，从机制上保障储能项目盈利能力。蒙东细则明确新增项目暂不安排机制电量（全电量参与现货市场），但高额容量补偿叠加可观的电力现货价差，大幅保障储能项目盈利能力。2025年第一批独立新型储能建设项目清单装机4.75GW/19.7GWh，而2024年两批次合计仅3.0/12.0GWh，2025年内蒙古储能装机有望大幅增长。
重点区域二：山东——现货市场最成熟，峰谷差率72.4%
山东是全国现货市场最成熟的省份之一，2024年峰谷差率高达72.4%，为储能提供充足的电能量交易空间。山东136号文细则明确存量项目机制电价0.3949元/kWh（燃煤基准价），增量项目竞价上限不高于上年度结算均价，制度设计较为完善。山东独立储能通过电能量价差、容量补偿、容量租赁等多种模式获利，参与电力现货市场交易已进入常态化。现行容量补偿电价0.0705元/kWh（示范项目2倍执行），为储能提供稳定收益保障。预计2025年山东储能新增装机有望继续保持全国前列。
重点区域三：河北——2025年拟安排6.4GW/20.9GWh，迎来装机爆发
河北是2025年储能装机增长最值得关注的省份之一。2025年2月发布《河北省2025年拟安排独立储能项目情况公示》，装机容量6.4GW/20.9GWh。3月发布《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》，年度容量电价为100元/kW，月度标准8.3元/kW。容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按月分摊。河北136号文细则尚未正式出台，但储能支持政策的加码已表明河北对储能发展的重视。预计随着136号文细则落地，河北储能装机将迎来快速增长期。
投资节奏：关注省级政策落地与现货市场价差变化
独立储能区域发展机遇的投资节奏应重点关注两个信号。第一，136号文省级配套细则落地——目前仅山东、广东、蒙东出台细则，多数省份仍处政策真空期，细则落地将明确储能投资回报预期，触发项目决策。重点关注江苏、浙江、安徽、河北等储能需求大省的细则出台进展。第二，现货市场峰谷价差变化——新能源全量入市后，现货市场峰谷价差有望持续拉大，建议重点关注已转正式运行的山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北六省的价差数据，以及安徽、陕西转入正式运行后的价差变化。储能企业应聚焦第一类、第二类省份的市场机遇，提前布局政策落地与价差扩大带来的需求释放。
