35页的储能深度报告，你把储能收益、央国企投资、技术路线、头部企业、产业链分析、市场竞争格局以及装机规模这些内容都想知道的话，就翻到下一页看。我国的新型储能装机规模连续翻番，这把中国给推成了全球新增装机量的领跑者。2024年，我国占据了全球市场60%的份额，总装机规模达到了1.68亿千瓦时，比起“十三五”末的时候翻了足足20倍。这一年光是新增装机量就有4237万千瓦/1.01亿千瓦时，比2023年的增长率超过130%。大家对储能的需求这么高，平均储能时长也增加了0.2小时。 国家政策方面给得也很足，“十四五”以来不断完善储能政策体系。2017年那个储能行业第一个指导性政策还是从技术创新和应用示范方面进行了部署。到了2024年，“发展新型储能”还直接被写进了《政府工作报告》里。2025年9月的时候，国家发展改革委和国家能源局又发了一个《新型储能规模化建设专项行动方案》，目标是把2027年的装机规模提高到1.8亿千瓦以上，还要带动直接投资约2500亿元。 这波政策落地后，电力央企就需要寻找新方向来提升投资强度了。毕竟风电、光伏现在占了新增电力装机量超过80%的比例，风光大发电站虽然多了，但增速也在放缓了。像五大六小这样的电力集团就需要找到新的出路了。 而容量电价政策就是一个很好的引子。假设一个100MW/400MWh的储能电站年充放电次数300天，按照投资0.9元/Wh和电能量市场峰谷价差0.3元/kWh来算，它的项目收益率大约在6.5%。要是再考虑上容量电价政策，哪怕只有10小时放电时长要求、50%的补贴折算比例，收益率也能提升到8%以上。要是最大放电时长缩短至6小时并且是100%的补贴折算比例呢？收益率还能进一步提高到10%以上。 即便最优惠的容量电价政策也无法让不运行的储能电站有盈利能力。但它确实是储能发展的“最后一块拼图”，能让本来就有经济性的项目收益率更高一些。 2025年西北地区省份比如内蒙、新疆、河北、甘肃等成了新增储能装机量的主力。尽管这些省份之间的容量补贴系数有差异，不过只要峰谷价差达到0.3元/kWh，基本就能实现8%的收益率了。即使有些省份像甘肃、新疆现货峰谷价差没能达到0.3元/kWh，考虑上容量补贴和调频收益后也是有经济性的。 到了2026年，储能需求可能不再局限于西北一个地方了，中部地区和东部地区也有望在这个高经济性驱动下释放需求。