储能行业专题报告_行业增长明确_关注独立储能和数据中心配储_

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 分析师 梁晨 执业证书编号：S1380518120001 联系电话：010-88300853 邮箱：liangchen@gkzq.com.cn 电力设备及新能源与沪深300指数涨跌幅比较 资料来源：Wind，国开证券研究与发展部 # 内容提要： 2025年12月30日 储能：新型储能从“可选”到“必选”，呈快速增长态势，独立储能首次超过新能源配建储能。国内储能系统和EPC中标价格受碳酸锂价格影响筑底回升，大部分储能企业毛利率呈上升趋势。“136”号文出台后，储能市场逐步转向以经济收益为导向的高质量发展阶段。 独立储能主流盈利模式可分为三类：容量价值收益、辅助服务收益、电能量市场收益，三者构成“基础+稳定+增量”的收益组合。成熟的电站通常组合参与，以平衡风险、保障现金流并提升整体收益率。 2025年1-11月，国内主要储能市场现货价差呈分化走势。甘肃、蒙西等新能源富集区价差有所收窄，因新能源大发时段拉长，高峰时段价格回落。山东、山西市场相对稳定，山西在午间光伏低谷时段价差略有扩大。广东呈现“两头高、中间低”特征，夏季空调负荷推高尖峰价差，但其他时段价差收窄。陕西价差总体温和，但在新能源大发时段（如午间）价差明显扩大，为储能提供了相对明确的套利空间。整体看，新型储能获利空间面临挑战，需向快速爬坡、备用等多价值叠加模式转型。 全球数据中心配储市场空间广阔。数据中心储能配置主要分为两大模式：发电侧绿电直供模式和机房侧储能 BESS 模式。根据 GGII 预测，2027 年全球数据中心储能锂电池出货量将超 69GWh，2030 年有望增至 300GWh，2024-2030 年复合增速超 $80\%$ 建议关注三条主线：1. 高功率、高安全电池技术：关注钠离子电池、液流电池等长时储能技术，以及适应数据中心快速响应的功率型技术。2. 系统集成与解决方案：具备提供数据中心“源网荷储”一体化解决方案能力的企业将受益。3. 运营服务与虚拟电厂：储能资产参与需求响应、辅助服务的运营平台和商业模式。 风险提示：政策推进不达预期，电力市场化改革不及预期，用电需求不及预期，市场恶性竞争，国际贸易环境恶化风险，国内外二级市场系统性风险，国内外经济复苏低于预期。 # 目录 # 1、全球储能需求高增，“136”号文导向高质量发展. 3 1.1需求：装机需求快速增长，独立储能表现突出 3 1.2供给：价格筑底，企业毛利率上升 5 # 2、国内储能经济性提升 7 2.1独立储能盈利模式丰富 2.2各省独立储能收益模式与案例 9 # 3、海外数据中心配储需求强劲 13 3.1 数据中心配置储能两大模式 13 3.2 国内外数据中心高速发展推动储能需求 14 # 4、投资建议 16 # 5、风险提示 17 # 图表目录 图1：2025年1-10月中国新增运行新型储能项目装机规模 图2：2025-2030年中国新型储能累计装机规模预测（GW） 3 图3：新型储能不同应用场景装机分布情况（截至2024年底） 4 图4：新型储能项目技术路线分布情况. 4 图5：2024-2025年1-10月中国储能项目采招落地容量（GWh） 图6：2025年1-6月储能系统集采/框采中标标段数不低于3个的企业（个） 图7：近2年电池级碳酸锂均价（元/kWh） 5 图8：2024.1-2025.10储能系统中标均价（元/kWh） 5 图9：2024Q1-2025Q3储能企业毛利率变化情况 图10：2025年前三季度全球大储（含工商业）系统出货排名 6 图11：2025年1-11月部分省现货市场储能套利价差（元/MWh） 8 图12：2025年1-11月部分省平均现货价差同比变化（元/MWh） 8 图13：数据中心发电侧配置储能 13 图14：数据中心机房侧配置储能 14 图15：超大规模数据中心容量所在国家/地区占比 15 图16：2025-2028美国数据中心潜在电力缺口 15 图17：数据中心绿电配置方案 16 图18：2024-2030年全球数据中心储能锂电池出货量及预测(GWh) 16 表 1: 2025 年国家层面储能政策. 表 2: 2025 年部分省市容量补偿政策 表 3：内蒙古独立储能收益模式与案例. 10 表 4：新疆独立储能收益模式与案例. 10 表 5：河北独立储能收益模式与案例 表 6: 山东独立储能收益模式与案例 表 7：甘肃独立储能收益模式与案例. 12 表 8: 宁夏独立储能收益模式与案例 ..... 12 表 9: 2025 年中国数据中心储能相关政策 ..... 15 # 1、全球储能需求高增，“136”号文导向高质量发展 # 1.1需求：装机需求快速增长，独立储能表现突出 25年新型储能从“可选”到“必选”，呈快速增长态势。2025年新型储能景气度较高，主要基于政策支持、市场需求激增、技术进步及产业链协同推动。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据，2025年1-10月新型储能新增装机规模达到35.8GW，同比 $+36\%$ 。其中，10月国内新增新型储能项目装机规模为1.70GW，同比 $-35\%$ ，环比 $-51\%$ 。根据CNESA预测，2030年中国新型储能累计装机规模保守场景将达236.1GW，理想场景超291GW，未来五年复合增速超 $20\%$ 。“十五五”期间，随着沙戈荒大基地、零碳园区、AI数据中心、虚拟电厂等新场景的不断拓展，以及商业模式的持续创新，新型储能有望在产业发展中发挥更重要的作用。 图1：2025年1-10月中国新增运行新型储能项目装机规模 资料来源：CNESA，国开证券研究与发展部 图2：2025-2030年中国新型储能累计装机规模预测（GW） 资料来源：CNESA，国开证券研究与发展部 独立/共享储能首次超过新能源配建储能。根据《中国新型储能发展报告2025》统计，新型储能在不同场景装机分布和技术路线分布上呈现新的特点。首先，独立/共享储能装机占比 $46\%$ ，首次超过新能源配建储能。主要原因是现货套利和容量补偿等机制提升项目收益，电池技术更加多元化且持续迭代升级。其次，储能项目呈现大型化和长时化趋势。单站规模10万千瓦及以上项目占比 $62\%$ ，储能时长2小时及以上项目占比 $86\%$ ，技术应用逐步成熟。 图3：新型储能不同应用场景装机分布情况（截至2024年底） 资料来源：国家能源局《中国新型储能发展报告2025》，国开证资料来源：国家能源局《中国新型储能发展报告2025》，国开证券研究与发展部券研究与发展部 图4：新型储能项目技术路线分布情况 储能采招项目显著增长，头部企业优势显著。2025年储能项目采招落地容量呈现显著增长趋势，主要受政策支持、技术与成本驱动和市场需求推动所致。据中国电子工业标准化技术协会（CESA）统计数据，2025年10月约有278个储能新增采招落地项目，总规模达15.7GW/51GWh。其中，三类采招（储能EPC/PC、储能系统、储能电芯）落地总计约10.5GW/30.8GWh，容量规模同比 $+184\%$ ，环比 $-19\%$ 。从中标企业来看，头部企业在技术、资源、资金、成本、产能等多方面具备显著优势，未来行业集中度有望进一步提升。目前中标企业排名第一位的是海博思创，中车株洲所、比亚迪、阳光电源紧随其后。 图5：2024-2025年1-10月中国储能项目采招落地容量（GWh） 资料来源：CESA，国开证券研究与发展部 图6：2025年1-6月储能系统集采/框采中标标段数不低于3个的企业（个） 资料来源：CNESA，国开证券研究与发展部 # 1.2供给：价格筑底，企业毛利率上升 国内储能系统和EPC中标价格受碳酸锂价格影响筑底回升。今年上半年碳酸锂处于价格筑底阶段，下半年碳酸锂价格上涨的核心驱动是需求端超预期增长与供给端阶段性收缩共同作用所致，具体来看，储能和动力电池需求爆发式增长，而供给受季节性限产、矿山复产延迟等因素制约，叠加库存持续去化，共同推升价格。截至11月底，国内电池级碳酸锂均价升至9.25万元/吨。储能系统和EPC中标价格方面，截至2025年10月，2h储能系统中标均价576.7元/kWh，同比 $-0.3\%$ ，环比 $-2.3\%$ ；4h储能系统均价601.7元/kWh，同比 $-12.0\%$ ，环比 $+45.9\%$ ；2h储能EPC中标均价1061.9元/kWh，同比 $+13.3\%$ ，环比 $-2.5\%$ ；4h储能EPC均价791.4元/kWh，同比 $-13.8\%$ ，环比 $-25.3\%$ 。后续，伴随碳酸锂价格推升及需求持续增长，储能价格有望逐步回升。 图7：近2年电池级碳酸锂均价（元/kWh） 资料来源：Wind，国开证券研究与发展部 图8：2024.1-2025.10储能系统中标均价（元/kWh） 资料来源：CNESA，国开证券研究与发展部 大部分储能企业毛利率呈上升趋势。从储能各细分领域重点企业来看，2025年毛利率大部分呈现上升趋势，主要得益于全球储能需求暴涨，同时企业储能业务和海外业务占比较高所致。其中，阳光电源2025年前三季度储能发货同比增长 $70\%$ ，海外发货占比升至 $83\%$ ，海外收入占比从上半年的 $57\%$ 提升至 $67\%$ ；锦浪科技2025年上半年大功率逆变器及储能系列产品占比提升，高附加值产品销售占比增加，同时欧洲、中东等新兴市场对户用储能逆变器需求旺盛，致使公司毛利率快速攀升。 大储系统市场集中度较低，竞争激烈。储能产业包括大储、户储等多个细分市场，但目前大储是市场的主要增量。根据InfoLink，2025前三季度全球大储系统出货252.5GWh，CR5为 $47.3\%$ ，市场竞争激烈，阳光电源、比亚迪位列前两位，海博思创和阿特斯进入前十。 图9：2024Q1-2025Q3储能企业毛利率变化情况 资料来源：Wind，国开证券研究与发展部 图10：2025年前三季度全球大储（含工商业）系统出货排名 资料来源：InfoLink，国开证券研究与发展部 政策要求加快建设新型能源体系，独立储能迎发展机遇。《关于完善储能发展政策推动新能源高质量发展的意见》（即“136号文”）出台后，储能市场逐步转向以经济收益为导向的高质量发展阶段，独立储能成为独立的市场投资主体。年内，国内已有多个省份出台容量电价政策，助推独立储能快速发展。未来五年，将加快建设新型能源体系，大力发展新型储能，逐步构建完善的电能量市场、容量市场和辅助服务市场。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年)》的装机目标，未来2年国内大型储能装机规模将实现高速发展。 表 1: 2025 年国家层面储能政策 日期 政策名称 主要内容 2025.2.9 《关于完善储能发展政 策推动新能源高质量发 展的意见》 明确规定储能配置不再作为新能源项目核准、并网及上网的前 置条件，标志着我国“强制配储”阶段的结束，储能市场逐步 转向以经济收益为导向的高质量发展阶段，独立储能迎来重要 发展机遇。 2025.9.12 《新型储能规模化建设 专项行动方案（2025- 2027年）》 提出到2027年全国新型储能装机规模目标达到1.8亿千瓦以上， 加快新型储能价格机制建设，并鼓励新型储能全面参与电能量 市场与辅助服务市场，拓展多元化收益渠道。 2025.10.28 《中共中央关于制定国 民经济和社会发展第十 五个五年规划的建议》 提出加快建设新型能源体系。持续提高新能源供给比重，着力 构建新型电力系统，建设能源强国。坚持风光水核等多能并 举，统筹就地消纳和外送，促进清洁能源高质量发展。全面提 升电力系统互补互济和安全韧性水平，大力发展新型储能，加 快智能电网和微电网建设。加快健全适应新型能源体系的市场 和价格机制。 资料来源：政府官网，国开证券研究与发展部 # 2、国内储能经济性提升 # 2.1独立储能盈利模式丰富 独立储能进入发展期。独立储能是指独立于发电侧和用电侧、直接接入电网的储能系统，接受电网统一调度。其核心优势在于功能灵活，可同时提供调峰、调频、备用、容量支撑等多重服务，实现“一机多用”，提升电力系统安全性和经济性。独立储能未来发展方向明确：一是参与电力现货市场，通过电能量交易与辅助服务结合实现更高收益；二是作为独立的灵活性资源，深度参与容量市场获取稳定回报；三是探索共享租赁等创新商业模式，成为支撑新能源高比例消纳与新型电力系统建设的关键基础设施。 2025年独立储能主流盈利模式可分为三类：容量价值收益、辅助服务收益、电能量市场收益。三者构成“基础+稳定+增量”的收益组合。容量收益是保底基础，辅助服务是稳定核心，电能量交易是追求高回报的弹性部分。成熟的电站通常组合参与，以平衡风险、保障现金流并提升整体收益率。 > 容量价值收益。通过容量租赁（将储能容量长期租给新能源场站以满足其配储要求）或获取容量补偿（作为可靠容量资源，在电力紧张时保障供电可获得固定报酬）获得收入。例如：宁夏某独立储能电站将其10万千瓦容量，以每年一定租金租给附近的风电场。盈利能力方面：稳定性强、收益可预期。这部分收益与市场短期波动脱钩，为项目提供了长期、可预测的“保底”或“压舱石”收入，显著提升了项目融资可行性，降低了整体投资风险。 > 辅助服务收益。向电网出售快速调节能力，获取服务报酬，但单次补偿有限。主要包括调频（即时响应信号，维持电网频率稳定）和调峰/备用（按指令在特定时段放电，缓解阻塞）。例如：参与广东的调频辅助服务市场，储能电站根据自动发电量控制（AGC）指令毫秒级响应充放电，按调节性能和效果获得补偿。盈利能力方面：相对稳定、技术溢价。收益取决于服务市场的规则和出清价格。调频收益较高但对电池寿命和技术要求苛刻；调峰/备用收益相对固定，是重要的稳定现金流来源。 > 电能量市场收益。在电力现货市场中，于电价低时（如午间新能源大发、夜间负荷低谷）充电，于电价高时（如晚高峰）放电，赚取买卖价差。这是最基础、最市场化的收益模式。例如：在山东现货市场，午间光伏大发时电价可低至0.2元/千瓦时，晚间高峰时电价可超过0.8元/千瓦时，单次充放电即可赚取可观价差。盈利能力方面：高波动、高潜力。盈利能力完全取决于市场价格波动幅度和频率。在供需紧张、新能源波动大的地区，收益潜力巨大，但同时也伴随市场价格剧烈波动的风险。 2025年1-11月，国内主要储能市场现货价差呈分化走势。甘肃、蒙西等新能源富集区价差有所收窄，因新能源大发时段拉长，高峰时段价格回落。山东、山西市场相对稳定，山西在午间光伏低谷时段价差略有扩大。广东呈现“两头高、中间低”特征，夏季空调负荷推高尖峰价差，但其他时段价差收窄。陕西价差总体温和，但在新能源大发时段（如午间）价差明显扩大，为储能提供了相对明确的套利空间。整体看，新型储能获利空间面临挑战，需向快速爬坡、备用等多价值叠加模式转型。 图11：2025年1-11月部分省现货市场储能套利价差（元/MWh） 资料来源：17电力，国开证券研究与发展部 2025年1-11月部分省平均现货价差同比变化较大的是蒙西和山西。蒙西同比下滑明显，主要由于新能源大发时段延长且出力集中，导致峰值电价降低，压缩了套利空间。山西同比大幅提升，主要原因是午间光伏出力增加导致低谷电价进一步降低，拉大了峰谷价差，使得储能套利的空间显著扩大。 图12：2025年1-11月部分省平均现货价差同比变化（元/MWh） 资料来源：17电力，国开证券研究与发展部 2025年各省容量补偿政策呈现两大核心特点与导向。第一，精准化与市场化。补偿标准日益细化，挂钩可用容量和实际调用绩效，而非简单按装机付费，激励资源在关键时刻“顶得上”。第二，主体多元化与公平化。明确将独立储能、虚拟电厂等新型灵活性资源纳入补偿范围，与传统火电同台竞争，旨在以市场化机制引导投资，系统性提升电力保供能力，加速构建新型电力系统。 表 2: 2025 年部分省市容量补偿政策 地区 类型 补偿标准 内蒙古 按放电量补贴 2025年度补偿标准为0.35元/kWh，补偿标准一年一定。2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/kWh。 新疆 按放电量补贴 2023年5月试行独立储能容量电价补偿，2025年补偿标准为0.128元/kWh，逐年递减20%，资金由工商业用户分摊。 河北 按容量补贴 2024年1月发布容量电价政策，2025年3月延长有效期至2026年底，并追补此前退坡的补偿至100元/kW。 山东 按发电侧容量电价机制补贴 自2021年起对独立储能在发电侧给予容量补偿电价，按0.0705元/kWh收取用户侧费用，再按月度可用容量分配。可用容量=储能电站核定放电功率×K×H/24。K=电站当日运行及备用状态下的小时数/24，H为电站核定放电功率下最大连续放电小时数。 甘肃 按发电侧容量电价机制补贴 煤电机组和电网侧新型储能容量电价暂定330元/kW/年，执行期2年。电网侧新型储能可靠容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后后确定。容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数。 宁夏 按发电侧容量电价机制补贴 容量电价标准为100元/kW/年（2025年），2026年起上调至165元/kW/年。 资料来源：政府官网，国开证券研究与发展部 # 2.2 各省独立储能收益模式与案例 2025年蒙西独立储能核心收益来自高容量电价（保障基本收益）与显著的峰谷价差套利，两者共同构成稳定且可观的利润，使其收益率在国内储能行业中处于领先梯队。预计2026年，内蒙古储能市场将呈现四大发展趋势：1. 容量电价：或随政策调整而稳中有降，但短期内仍是重要支撑。2. 多元化收益：受新能源占比提升影响，峰谷价差可能进一步拉大，现货市场波动风险加剧，同时，辅助服务（如调频）等市场化收益占比预计将显著提升，对运营精细化要求更高。因此，可以逐步构建复合收益模型。3. 技术迭代：液流电池、钠离子电池等长时储能技术成本持续下降，循环寿命提升，将在市场中占据更大份额。4. 外送基地需求增长：乌兰察布、包头等外送节点需配套大规模储能，构网型储能技术在高比例新能源场景中需求巨大。 表 3：内蒙古独立储能收益模式与案例 类型 计算依据 收益模式 容量补偿 独立储能电站按实际放电量给予0.35元/kWh补偿。以满都拉项目为例，年放电量约1.6亿度，年收入达5600万元，占总投资的14%。 电力现货市场 采用节点边际电价机制，分时电价峰谷比达3.5:1，不同季节、时段电价波动显著。以满都拉项目为例，年现货套利收入超7000万元。 电力辅助服务市场 调频里程补偿按日统计、按月结算，计算公式为：调频里程×性能指标（K值）×出清价格。调频性能指标由调节速率（K1）、响应时间（K2）、调节精度（K3）加权计算，供暖季准入门槛为性能中位数。2024年调频辅助服务市场规模超12亿元。 案例 以满都拉项目为例，采用非步入式液冷磷酸铁锂技术，年总收入超1亿元（含容量补偿与现货套利），全投资IRR达8%，静态回收期8-10年。内蒙古储能项目的收益敏感性分析显示，调峰补偿每下降0.1元/kWh，IRR将下降约1.8%；容量出租率每降低20%，IRR将下降约1.5%；电芯寿命低于5500次循环，IRR将下降约2.1%。 资料来源：中国储能网，国开证券研究与发展部 新疆新能源装机规模大，电网调峰需求迫切，政策支持力度强。其特点一是容量租赁市场活跃，新能源场站强配储能政策催生了稳定的租赁需求；二是峰谷价差绝对值大，但日内电价曲线受新能源发电影响波动剧烈，套利机会与风险并存；三是调峰等辅助服务补偿机制是重要的收益补充。整体收益水平在国内属于中上游，但地域及项目差异较大。2026年趋势变化：1. 收益结构：随着电力现货市场建设推进，现货价差套利收益占比预计将显著提升，对预测与运营能力要求更高。2. 竞争加剧：独立储能备案项目快速增加，容量租赁市场可能从卖方市场向买方市场倾斜，租赁价格面临下行压力。3. 政策优化：辅助服务规则与成本分摊机制预计将更完善，收益更趋市场化与规范化。 表 4：新疆独立储能收益模式与案例 类型 计算依据 收益模式 容量补偿 2025年独立储能电站容量补偿标准为0.128元/kWh。以500MW/2000MWh独立储能电站为例，按照年等效满充满放330次、放电深度95%计算，每年容量补偿收益可达7987.2万元（2000×1000×0.128×330×0.95）。 电力现货市场 高峰电价0.411899元/kWh，低谷电价0.017743元/kWh的价差。以年充放电330次、充放电效率92%计算，500MW/2000MWh电站每年可通过峰谷价差获取约2.44亿元收益[2000×1000×330×0.92×(0.411899-0.017743)]。 电力辅助服务市场 充电补偿0.55元/kWh，放电补偿0.25元/kWh的标准。假设电站每年有100天参与调峰，每日充放电一次，充放电效率92%，实际充电量约217.4万度（2000×1000÷92%），年调峰收益可达1.74亿元[(0.55+0.25)×2173913×100]。 案例 以哈密某500MW/2000MWh独立储能项目为例，经智慧能源经济评价测算全投资税后收益率达8.25%，投资回收期9.23年，资本金内部收益率22.92%，资本金回收期3.63年。 资料来源：中国储能网，国开证券研究与发展部 河北独立储能收益呈现“政策主导、组合多元”的特点。该模式下，优质项目的全投资IRR(税后)可达 $6\% - 8\%$ ，属于国内可商业化运行的较高水平。2026年趋势变化：1. 政策依赖减弱：容量补偿标准预计稳中有降。2. 市场收益占比提升：随着现货市场深化，现货价差收益将逐步成为核心，套利策略与风险管控能力至关重要。3. 辅助服务拓展：京津唐调频等市场可能提供新增长点。 表 5：河北独立储能收益模式与案例 类型 计算依据 收益模式 容量补偿 最高补偿标准为100元/千瓦/年。 电力现货市场 河北南网现货市场电能量交易报价范围为0-1.2元/kWh,峰谷价差多次突破1元/kWh。 电力辅助服务市场 调频里程补偿价格上限为15元/MW,按调节性能指标折算后结算;备用市场采用“中标容量×时间×价格”机制,价格上限不超过电能量市场限价(1.2元/kWh)。 案例 以100MW/200MWh项目为例。电能量交易:按年充放电330次、峰谷价差0.6元/kWh测算,年收益约3960万元(100MW×2小时×330次×0.6元/kWh);容量电费:年收益约1000万元(10万千瓦×100元/千瓦/年);辅助服务:假设调频及备用收益占比5%-10%,可额外增加收益约500万元。 资料来源：中国储能网，国开证券研究与发展部 山东独立储能已形成高度市场化的收益模式，其核心特点是没有容量电价，只有少量容量补偿，收益极度依赖电力市场交易。2026年趋势变化：1. 价差波动加剧：随着储能与新能源装机持续增长，现货市场峰谷价差可能收窄并剧烈波动，能量收益的不确定性增大。2. 补偿机制优化：预计辅助服务市场和容量市场机制将更完善，为项目提供更多元、可持续的收益渠道。3. 竞争白热化：市场对运营商的精细化、智能化运营能力提出更高要求，盈利能力将显著分化。 表 6：山东独立储能收益模式与案例 类型 计算依据 收益模式 容量补偿 市场化容量补偿电价0.0705元/kWh,储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)*K/24,K为储能电站日可用等效小时数,初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2小时。以100MW/200MWh项目为例,日可用容量约16.67MW,年补偿收入约3000万元。 电力现货市场 放电收入=放电电价x放电电量;充电成本=充电电价(包含充电时需要缴纳的分时段容量补偿费用,按谷段及深谷段加权计算约0.04955元/kWh)x充电电量;损耗成本=损耗电量*(输配电价+政府性基金及附加)(山东省现行输配电价和政府性基金)。套利收入=放电收入-充电支出-损耗成本。按照加权平均峰谷价差0.4元/kWh,系统综合效率85%、一充一放,保守估算100MW/200MWh储能电站年套利收入约为1580万元。 电力辅助服务市场 调频服务补偿标准为100元/MW,爬坡服务价格上限为1500元/MWh,黑启动补偿为30万元/次(实际调用)。 案例 青岛海西湾200MW/400MWh独立储能电站项目。容量租赁：租赁单价252元/kW/年，出租率30%（60MW/120MWh），年收入1,512万元。容量补偿、补偿标准调整为0.0705元/kWh，年补偿收入1,128万元。现货市场套利：峰谷价差0.68元/kWh，日均充放电2次，年等效利用小时数774小时，套利收入6,580万元。期末一次性还本：税后IRR为6.5%。 资料来源：中国储能网，国开证券研究与发展部 甘肃独立储能收益的核心特点是高容量电价、低峰谷价差，这是一种政策驱动补短板的典型模式。主要原因：一是以低价新能源（风电、光伏）为主，整体电价水平低，天然拉不开价差。二是省内消纳能力不足，富余电力需外送，本地峰谷需求曲线平缓。2026年趋势变化：1. 容量电价：预计将稳步退坡，政策扶持力度减弱。2. 市场机制：随着电力现货市场建设推进，辅助服务（如调频）和跨省区交易收益渠道将逐步打开。3. 转型挑战：收益结构将从“政策保底”向“政策+市场化”双轮驱动艰难过渡，对项目综合运营能力提出新要求。 表 7：甘肃独立储能收益模式与案例 类型 计算依据 收益模式 容量补偿 容量电价330元/kW/年。 电力现货市场 2024年上半年甘肃全网度电收益约为0.234元/千瓦时。 电力辅助服务市场 调峰容量市场申报和补偿标准上限暂按300元/MW/日执行；调频里程报价上限暂定为12元/兆瓦。 案例 以甘肃省100MW/400MWh独立储能电站为例，建设周期6个月。投资回收期12.18年，全投资内部收益率9.82%，资本金内部收益率19.47%。 资料来源：中国储能网，国开证券研究与发展部 宁夏独立储能收益现状呈现辅助服务市场主导的鲜明特点，约 $60\%$ 的收益来源于此。其核心原因：一是风光装机占比极高，电网瞬时功率波动大，对调频需求极为迫切且支付意愿强。二是已建立规则清晰、补偿力度大的调频等市场机制。2026年趋势变化：1. 竞争加剧：随着独立储能和新型主体（如构网型储能）大量涌入，辅助服务市场的收益率或将面临下行压力。2. 收益多元化：为应对竞争，项目需更精耕现货能量市场，并探索跨省区交易等新渠道。 表 8：宁夏独立储能收益模式与案例 类型 计算依据 收益模式 容量补偿 2025年容量电价标准为100元/kW/年，2026年起上调至165元/kW/年。 电力现货市场 现货价差约为0.26-0.31元/kWh。 电力辅助服务市场 调峰补偿的价格上限是0.6元/kWh，调试期打8折；调频里程价格5-15元/MW。 案例 以宁夏灵武共享储能基地（300MW/600MWh）电站项目为例。1.调峰辅助服务：调峰补偿标准为0.6元/kWh（含税），年调用次数250次，套利收入9,000万元（600MWh×250次×0.6元×90%效率）；2.容量租赁：租赁单价120元/kW/年，出租率80%（240MW/480MWh），年收入2,880万元；3.现货市场价差套利：2025年Q1峰谷价差均值0.78元/kWh，年套利收入1,872万元。期末一次性 还本:税后IRR 8.3%(利息抵税效应放大收益);等额还本:税后IRR 9.0%(年均现金流分布更优)。 资料来源：中国储能网，国开证券研究与发展部 # 3、海外数据中心配储需求强劲 # 3.1 数据中心配置储能两大模式 数据中心储能配置主要分为两大模式：一是发电侧绿电直供模式：在新能源发电侧（如光伏/风电基地）或汇集点配置储能，对“风光”发电进行平滑、调峰后，通过专线或绿电交易直供数据中心。这样可以最大化提升绿电的稳定性和消纳率，帮助数据中心实现稳定、高比例的绿色用能目标，并可能降低长期购电成本。二是机房侧储能BESS模式：在数据中心园区内部，靠近负载侧配置储能（BESS），与配电系统、UPS深度耦合。这样可以提供毫秒级响应的不间断电源保障，提升供电可靠性；参与需求响应实现峰谷套利，直接降低电费；并可作为功率支撑延缓配电设施扩容。总体来看，发电侧模式重在源头绿色稳定，机房侧模式重在本地可靠经济，两者互补可构建高弹性、低成本的零碳数据中心能源体系。 图13：数据中心发电侧配置储能 资料来源：艾邦储能网，国开证券研究与发展部 2025年10月英伟达发布了800V直流架构白皮书，说明了未来的配电方案和AIDC配储的必要性和重要性，其主要意义在于为AI数据中心提供极致能效与功率密度。架构运作流程的核心是采用800V直流母线，将市电/绿电整流后，直接为GPU柜等高压负载供电，省去传统架构中多次交直流转换环节，显著降低损耗。 在此架构中，配置储能BESS极具必要性。一是功率支撑：AI负载剧增导致“电力脉冲”需求，BESS可作为瞬时“功率缓冲池”，平抑对电网的冲击，保障GPU稳定运行。二是供电保障：在市电中断或波动时，提供关键备份，保障AI算力连续性。 储能BESS的重要作用是成为该高压直流系统的核心“功率与能量调节枢纽”。它不仅提升了供电可靠性，更能通过与800V母线智能协同，优化能源成本（如峰谷套利），并增强对可再生能源的直接消纳能力，是构建下一代高弹性、高效率AIDC的关键基础设施。 图14：数据中心机房侧配置储能 资料来源：《英伟达800Vdc白皮书》，国开证券研究与发展部 # 3.2国内外数据中心高速发展推动储能需求 国内政策支持数据中心配置储能。在“东数西算”国家战略引领下，我国数据中心与算力产业迎来高速发展。随着数字基础设施规模扩张，数据处理的稳定性与连续性成为关键，任何电力波动都可能引发重大损失。为此，储能系统成为必选项。国家层面已出台多项政策明确支持数据中心配置储能，包括配储产业类型、绿电占比等要求。这不仅为产业提供了关键支撑，也为新型电力系统建设注入了数字化动能。 表 9: 2025 年中国数据中心储能相关政策 日期 政策名称 主要内容 2025.2 《新型储能制造业高质量发展方案》 面向数据中心、智算中心、通信基站工业园区、工商业企业、公路服务区等对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，推动配置新型储能。 2025.3 《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》 加速提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。 资料来源：政府官网，国开证券研究与发展部 美国数据中心建设快速发展，电力供应成为关键限制因素。根据Synergy数据，截至2025Q1，全球 $62\%$ 的超大规模数据中心容量集中在20个州或都会区，其中，美国有14个，亚太区有5个。美国弗吉尼亚与中国北京的容量合计占比高达 $20\%$ ，成为全球超大规模数据中心的核心区。根据Morgan Stanley研究，截至2028年，美国数据中心的总电力需求预计达到69GW，其中，约10GW来自在建数据中心，15GW可通过现有电网接入，但仍存在约44GW的电力缺口。 图15：超大规模数据中心容量所在国家/地区占比 资料来源：Synergy Research Group，国开证券研究与发展部 资料来源：Morgan Stanley Research，国开证券研究与发展部 图16：2025-2028美国数据中心潜在电力缺口 全球数据中心配储市场空间广阔。从国内数据中心绿电配置来看，一般一个大型数据中心的电力需求在100MW以上，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过 $80\%$ 并配置储能，目前西部“风光大基地+数据中心+储能”协同开发模式已经逐步成熟。根据高工产研（GGII）预测，2027年全球数据中心储能锂电池出货量将超69GWh，2030年有望增至300GWh，2024-2030年复合增速超 $80\%$ 图17：数据中心绿电配置方案 方案1 方案2 数据中心总功率 100MW 100MW 绿电覆盖比例 75% 100% 光伏 150MW 200MW 储能 150MW/450MWh 200MW/800MWh 配储功率 1:1 1:1 配储小时 3h 4h 资料来源：GGII，国开证券研究与发展部 图18：2024-2030年全球数据中心储能锂电池出货量及预测(GWh) 资料来源：GGII，国开证券研究与发展部 # 4、投资建议 供需：新型储能从“可选”到“必选”，呈快速增长态势，独立储能首次超过新能源配建储能。国内储能系统和EPC中标价格受碳酸锂价格影响筑底回升，大部分储能企业毛利率呈上升趋势。“136”号文出台后，储能市场逐步转向以经济收益为导向的高质量发展阶段。 独立储能主流盈利模式可分为三类：容量价值收益、辅助服务收益、电能量市场收益，三者构成“基础+稳定+增量”的收益组合。成熟的电站通常组合参与，以平衡风险、保障现金流并提升整体收益率。 2025年1-11月，国内主要储能市场现货价差呈分化走势。甘肃、蒙西等新能源富集区价差有所收窄，因新能源大发时段拉长，高峰时段价格回落。山东、山西市场相对稳定，山西在午间光伏低谷时段价差略有扩大。广东呈现“两头高、中间低”特征，夏季空调负荷推高尖峰价差，但其他时段价差收窄。陕西价差总体温和，但在新能源大发时段（如午间）价差明显扩大，为储能提供了相对明确的套利空间。整体看，新型储能获利空间面临挑战，需向快速爬坡、备用等多价值叠加模式转型。 全球数据中心配储市场空间广阔。数据中心储能配置主要分为两大模式：发电侧绿电直供模式和机房侧储能 BESS 模式。根据 GGII 预测，2027 年全球数据中心储 能锂电池出货量将超69GWh，2030年有望增至300GWh，2024-2030年复合增速超 $80\%$ 建议关注三条主线：1. 高功率、高安全电池技术：关注钠离子电池、液流电池等长时储能技术，以及适应数据中心快速响应的功率型技术。2. 系统集成与解决方案：具备提供数据中心“源网荷储”一体化解决方案能力的企业将受益。3. 运营服务与虚拟电厂：储能资产参与需求响应、辅助服务的运营平台和商业模式。 # 5、风险提示 政策推进不达预期，电力市场化改革不及预期，用电需求不及预期，市场恶性竞争，国际贸易环境恶化风险，国内外二级市场系统性风险，国内外经济复苏低于预期。 # 分析师简介承诺 梁晨，新能源环保行业研究员，2011年毕业于英国圣安德鲁斯大学，硕士，2011年至今就职于国开证券股份有限公司。 本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册登记为证券分析师，保证报告所采用的数据均来自合规公开渠道，分析逻辑基于作者的专业与职业理解。本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，研究结论不受任何第三方的授意或影响，特此承诺。 # 国开证券投资评级标准 # 行业投资评级 强于大市：相对沪深300指数涨幅 $10\%$ 以上； 中性：相对沪深300指数涨幅介于 $-10\% \sim 10\%$ 之间； 弱于大市：相对沪深300指数跌幅 $10\%$ 以上。 # 短期股票投资评级 强烈推荐：未来六个月内，相对沪深300指数涨幅 $20\%$ 以上； 推荐：未来六个月内，相对沪深300指数涨幅介于 $10\% \sim 20\%$ 之间； 中性：未来六个月内，相对沪深300指数涨幅介于 $-10\% \sim 10\%$ 之间； 回避：未来六个月内，相对沪深300指数跌幅 $10\%$ 以上。 # 长期股票投资评级 A：未来三年内，相对于沪深300指数涨幅在 $20\%$ 以上； B：未来三年内，相对于沪深300指数涨跌幅在 $20\%$ 以内； C：未来三年内，相对于沪深300指数跌幅在 $20\%$ 以上。 # 免责声明 国开证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会核准，具有证券投资咨询业务资格。 本报告仅供国开证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。 本报告信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。 报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价或询价。本报告所载信息均为个人观点，并不构成所涉及证券的个人投资建议，也未考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。本文中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。本公司及分析师均不会承担因使用报告而产生的任何法律责任。客户（投资者）必须自主决策并自行承担投资风险。 本报告版权仅为本公司所有，本公司对本报告保留一切权利，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式转发、翻版、复制、发表或引用本报告的任何部分。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国开证券”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。 # 国开证券研究与发展部 地址：北京市阜成门外大街29号国家开发银行8层