“建得起，賺不到”曾是儲能行業(yè)的尷尬寫照。過去，絕大多數(shù)儲能項目只能靠電網(wǎng)峰谷電價差“低買高賣”賺取收益，如同城市里的“零工族”，收入全看市場臉色，遇上電價波動小的月份，甚至要面臨虧損風(fēng)險。

但2025年以來，隨著國家發(fā)改委、能源局一系列政策密集出臺，尤其是容量電價機制在甘肅、寧夏等省份率先試點落地，儲能項目終于迎來了“保底工資”，收益模型從“看天吃飯”的峰谷套利轉(zhuǎn)向“旱澇保收”的固定收益，千億級市場投資熱情正被徹底引爆。

01 政策破局：從“補裝機”到“補服務(wù)”的邏輯重構(gòu)

儲能行業(yè)的轉(zhuǎn)折，始于一套政策“組合拳”的落地。國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導(dǎo)意見》，首次在國家層面明確將新型儲能納入容量電價機制適用范圍，搭配《深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革通知》等文件，標(biāo)志著儲能產(chǎn)業(yè)從“政策驅(qū)動”向“市場化運營”的根本性轉(zhuǎn)變。

這一機制創(chuàng)新讓儲能從單純依賴峰谷價差的“電量盈利”，邁入“容量租金+電量增值”的雙輪驅(qū)動時代。

在此之前，儲能的政策支持多集中于“補裝機”——鼓勵新能源項目配套建設(shè)儲能設(shè)施，通過補貼降低初始投資成本。但這種模式存在先天缺陷：配套儲能始終依附于新能源項目，無法成為獨立市場主體，收益來源也局限于新能源發(fā)電的輔助服務(wù)，盈利穩(wěn)定性極差。

有數(shù)據(jù)顯示，2024年國內(nèi)新能源配套儲能項目的平均投資回收期超過10年，全投資內(nèi)部收益率（IRR）普遍低于5%，遠低于社會資本8%的合理回報預(yù)期。

消納新政的核心突破，在于完成了從“補裝機”到“補服務(wù)”的邏輯重構(gòu)。新政明確提出“健全完善新型儲能容量電價機制”，將儲能的“容量價值”正式納入電力市場定價體系。

這意味著儲能不再是新能源項目的“附屬品”，而是能憑借調(diào)峰調(diào)頻、備用支撐等服務(wù)獲得獨立固定收益。截至2025年9月，全國已有11個省份出臺儲能容量電價正式政策或征求意見稿，形成“中央指導(dǎo)+地方差異化探索”的框架，政策落地節(jié)奏與覆蓋面較此前更貼合實際。

02 機制解碼：容量電價如何成為“保底工資”？

對于儲能項目而言，容量電價的本質(zhì)不是財政補貼，而是電力市場支付的“保底工資”——只要儲能電站完成建設(shè)并網(wǎng)，具備隨時響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度的能力，哪怕一年中很少實際充放電，也能按裝機容量獲得固定收益。

這種機制徹底改變了過去儲能“靠峰谷價差吃飯”的單一盈利模式，構(gòu)建起“基礎(chǔ)收益+核心收益+額外收益”的多元體系。

甘肅、內(nèi)蒙古作為西北新能源大省，率先出臺具代表性的容量電價標(biāo)準，為全國提供經(jīng)驗。甘肅創(chuàng)新實施“全容量補償+火儲同補”模式，給予儲能與火電同等的330元/千瓦年容量電價，在已明確標(biāo)準的省市中最高。

內(nèi)蒙古則對2025年6月30日前投產(chǎn)的項目，給予0.35元/千瓦時放電量補償，補貼周期長達10年，補貼力度居全國前列。這種差異化設(shè)計，既適配了內(nèi)蒙古新能源消納壓力相對可控的現(xiàn)狀，又滿足了甘肅高比例新能源并網(wǎng)對儲能支撐的迫切需求。

以甘肅一座100MW/200MWh的獨立儲能電站為例，按330元/千瓦年標(biāo)準計算，僅容量電價年固定收益就達3300萬元。結(jié)合廣發(fā)證券數(shù)據(jù)，甘肅2025年上半年現(xiàn)貨峰谷價差達0.27元/千瓦時，疊加后項目年收入較純峰谷套利模式提升30%-40%。

參考行業(yè)測算邏輯，此類項目投資回收期可從10年以上縮短至7-8年，IRR從不足5%提升至8%以上，成功突破社會資本盈利臨界點。

更關(guān)鍵的是，容量電價的資金來源設(shè)計兼顧了公平與可持續(xù)。與財政補貼不同，容量電費通過工商業(yè)用戶用電量分攤，經(jīng)測算，單戶工商業(yè)用戶年均成本增加不足100元，對終端電價的影響小于1%。這種“小微負擔(dān)、系統(tǒng)受益”的模式，既避免了加重居民用電負擔(dān)，又為儲能建設(shè)構(gòu)建了穩(wěn)定的資金池，確保機制能夠長期運行。

03 收益革命：從“看天吃飯”到“穩(wěn)定躺賺”的蛻變

容量電價帶來的不僅是收益增加，更是收益確定性的革命。過去峰谷價差波動直接決定項目生死，部分省份新能源大發(fā)時段出現(xiàn)的“負電價”，讓儲能陷入“充不起電”的困境；用電低谷期電網(wǎng)負荷不足時，又面臨“放不出去電”的難題。

據(jù)《2024年度中國電力市場發(fā)展報告》，甘肅儲能雖基本實現(xiàn)日均一充一放，但全國多數(shù)地區(qū)峰谷價差仍難以支撐穩(wěn)定盈利。

我們以常見的10MWh工商業(yè)儲能項目為例，用權(quán)威數(shù)據(jù)對比新政前后的盈利差距：2024年該類項目投資成本約600萬元，采用“一充一放”模式，年利用率按280天計算，扣除充放電損耗后年收益約180萬元，算上運營成本和資金利息，全投資IRR僅3%-5%，不少項目因收益不及預(yù)期被迫暫停運營。

2025年容量電價落地后，盈利模型徹底改寫。當(dāng)前儲能收益形成“組合拳”：基礎(chǔ)收益是容量電價（保底工資），核心收益是峰谷價差（績效獎金），額外收益包括需求響應(yīng)獎勵等（福利補貼）。

仍以10MWh項目為例，參考山西容量補償0.332元/千瓦時上限標(biāo)準，年新增固定收益約18萬元；疊加甘肅0.27元/千瓦時的現(xiàn)貨價差收益及需求響應(yīng)獎勵，年總收益可達220萬元以上，投資回收期縮短至6-7年，IRR提升至8%-10%，這一水平更符合行業(yè)真實盈利預(yù)期。

這種收益確定性的提升，讓儲能從“高風(fēng)險負債”變成“穩(wěn)健資產(chǎn)”。據(jù)行業(yè)統(tǒng)計，2025年上半年國內(nèi)新增儲能并網(wǎng)容量達45GWh，同比增長50%，其中獨立儲能占比從2024年的12%躍升至30%。電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電集團紛紛加速布局，廣發(fā)證券測算，隨著容量電價在重點區(qū)域全面落地，2025-2027年將直接拉動1800億元投資，帶動產(chǎn)業(yè)鏈形成萬億級市場規(guī)模。

04 未來展望：技術(shù)升級讓“躺賺”更高效

容量電價解決了儲能“能賺錢”的問題，而技術(shù)升級則在解決“賺更多”的問題。當(dāng)前，AI智能體與儲能的融合已從概念走向落地，成為提質(zhì)增效的核心驅(qū)動力。

通過AI算法對電網(wǎng)負荷、新能源出力、電價波動進行精準預(yù)測，儲能電站可以實現(xiàn)“充放電時機最優(yōu)、收益最大化”的智能調(diào)度，部分AI賦能的儲能項目收益較傳統(tǒng)人工調(diào)度提升15%-20%。

政策層面也在引導(dǎo)技術(shù)升級，山東、河北等多地明確對充放電時長2小時以上的長時儲能給予更高容量補償，推動技術(shù)從“短時調(diào)峰”向“長時備用”升級。

成本端持續(xù)優(yōu)化，經(jīng)LCOS公式法測算，甘肅鋰電池儲能當(dāng)前度電成本已降至0.29元/千瓦時，較2020年的1.5元/Wh大幅下降，進一步放大了容量電價的盈利空間。

從“打零工”到“領(lǐng)薪上班”，容量電價機制不僅重塑了儲能行業(yè)的盈利邏輯，更讓儲能在新能源消納中的核心作用得到充分釋放。

當(dāng)每一座儲能電站都能憑借穩(wěn)定收益持續(xù)運行，當(dāng)AI技術(shù)讓儲能的調(diào)度效率不斷提升，我國新能源高質(zhì)量發(fā)展的“最后一公里”正被徹底打通。在政策與市場的雙重驅(qū)動下，曾經(jīng)的“賠錢貨”已然變身“香餑餑”，儲能行業(yè)正迎來屬于自己的黃金時代。