“把0.3元这个峰谷价差给到储能电站，就能让项目收益率稳定在8%。”不少业内人士对政策推动的效果充满期待。2024年全年，全国新增新型储能装机规模达到了4237万千瓦/1.01亿千瓦时，较2023年底增长了130%。这种爆发式增长给了市场极大信心，大家普遍认为这还只是一个开始。 从装机规模上看，截至2024年底，我国已建成投运的新型储能项目累计装机规模达到了7376万千瓦/1.68亿千瓦时，这是“十三五”末水平的20倍。“十四”五期间，中国连续三年保持新增装机全球第一的位置，2024年更是占据了全球市场六成份额。到了2025年9月，国家发展改革委和国家能源局联合印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》。 国家对新能源的发展充满期待，行动方案把2027年的新型储能装机目标锚定在了1.8亿千瓦以上。为了实现这个目标，未来三年计划带动直接投资约2500亿元。这对风电、光伏等新能源行业来说是个重要信号，因为在风光建设增速放缓的背景下，五大六小等电力集团急需找到新的投资方向。 市场需求旺盛催生了政策扶持。2017年发布的首个指导性政策就为行业明确了技术创新和应用示范等方向。“十四五”以来政策体系不断完善，“发展新型储能”甚至被写入了2024年的《政府工作报告》。政策的顶层设计进一步明确，《新型储能项目管理规范(暂行)》也细化了各个环节的管理要求。 央企对于盈利的需求也在不断提升。以五大六小为代表的电力集团需要可盈利的投资方向来提升有效投资。风电、光伏在新增电力装机中的占比已经超过了80%，但这两个行业已经进入了发展成熟期。参考2025年风光合计新增装机超过430GW的情况，2026-2035年我国新能源装机规模虽仍会提升但增速会放缓。 从经济效益上看，储能项目有望成为央企的重要选择。假设储能项目投资0.9元/Wh，且一个100MW/400MWh的储能电站年充放电次数为300天，那么项目收益率大约在6.5%左右。但如果考虑当前的容量电价政策，收益情况就会大为改善。 如果最大放电时长缩短至6小时且能享受100%的补贴折算比例，储能项目的收益率就能显著提升至10%以上。只要峰谷价差达到0.3元/kWh，建设储能就可以基本实现8%的收益率。即便如甘肃、新疆等部分省份的电力现货峰谷价差未能达到0.3元/kWh，加上调频收益也能让项目具备充足经济性。 对西北地区来说，内蒙古、新疆、河北、甘肃等省份是新增储能装机的主要贡献者。由于省份之间的容量补贴系数存在差异，但考虑到容量补贴带来的增量收益，只要峰谷价差达标就有利可图。从2026年起市场需求可能不再局限于西北地区，中部和东部地区在储能项目高经济性的驱动下也有望释放需求。 总的来看，这份长达35页的深度报告分析了储能收益、央国企投资、技术路线及头部企业、产业链等多个方面。它预测储能装机规模具备超预期空间，并且指出市场竞争格局正在发生变化。无论是政策还是经济逻辑都指向一个结论：“电力央企的投资热情正在升温”。