目录索引
一、136号文推动储能向市场驱动转型，盈利模式持续优化 5
（一）136号文开启储能新篇章，大储由强配向市场驱动转变 5
（二）盈利模式优化，电能量市场与辅助服务市场共同促进独立储能发展 7
（三）市场空间：市场化推动25年需求向上，各省政策明朗后有望恢复高增 10
二、省级配套政策相继出台，把握区域化发展机遇 12
（一）不同省份基于客观条件储能发展存在差异 12
（二）省级136号文细则陆续出台，行业预期走向明朗 14
（三）储能配套政策加码，多省区仍具备发展机遇 16
三、投资建议 20
四、风险提示 20
（一）主要省份136号文配套细则出台进展不及预期 20
（二）现货市场建设进展不及预期 20
（三）竞争格局恶化风险 20
图表索引
图1：新型储能行业发展复盘 5
图2：2024年广东独立储能全生命周期收益占比 7
图3：各省2024年平均峰谷差率 7
图4：不同应用场景电化学储能全年等效充放电次数 10
图5：不同应用场景电化学储能平均利用率指数 10
图6：2022-2024年电化学储能主要应用场景 10
图7：2024年电化学储能电站新增装机前10省份 12
图8：2024年电化学储能电站累计装机前10省份 12
图9：分省份光伏发电量占比、燃煤标杆电价与发电量关系气泡图 18
图10：分省份光伏发电量增量占比、燃煤标杆电价与发电量增量关系气泡图 19
表1：《关于深化新能源上网电价市场化改革、新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）主要内容 6
表2：2024全国各地电力现货市场进展一览 8
表3：国内储能新增装机规模及预测 11
表4：2024年各省发电量结构拆分（单位：亿千瓦时） 12
表5：2023-2024年各省光伏发电量、总发电量及光伏发电量占比情况（单位：亿千瓦时） 13
表6：截至2025年6月前已出省级136号文细则主要内容 15
表7：各省容量补偿政策梳理 16
表8：我国主要省份大储盈利模式汇总 17
一、136号文推动储能向市场驱动转型，盈利模式持续
优化
（一）136号文开启储能新篇章，大储由强配向市场驱动转变
始于强制配储，136号文开启市场化驱动新篇章。复盘国内新型储能行业发展历
程：
图1：新型储能行业发展复盘
政策驱动期（2020-2024年）：2020年以来新能源装机规模快速发展，电网消纳压力逐步显现，新型储能作为平抑新能源出力波动、补充电力系统灵活性资源的重要手段之一，重要性逐步提升。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能建设规模达到30GW。
随后，各地相继出台新能源并网需强制配套10%-20%、2h储能的要求，行业高景气态势初显。2023年7月，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建
新型电力系统的指导意见》，储能应用场景、商业模式、盈利机制逐步明晰。根据国家能源局数据，2022-2024年新增新型储能装机16.8/48.6/109.8GWh，连续三年增速超100%，储能行业已呈现规模化发展。
数据来源：中国政府网，国家发改委官网，中国储能网，CNESA，广发证券发展研究中心
市场驱动期（2025年以后）：强制配储虽带动新型储能装机规模的快速增长，但新型储能利用率较低、盈利能力较差等问题日益凸显，2025年2月国家发展改革委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，下文简称“136号文”），明确指出不得将配置
储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着强制配储时代落
幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随着136号文推动新能源全电量参与市场，新能源消纳压力逐步向新能源运营商自身转变，此外现货市场快速推进带动负电价频率提高、时段拉长，新型储能作为支撑新能源消纳与电网灵活性资源的刚需仍在，市场驱动的电网侧储能有望保持快速增长。
表1：《关于深化新能源上网电价市场化改革、新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）主要内容
主要内容
实施方向
具体细则
推动新能源上网电价全面由市场形成
推动新能源上网电量参与市场交易
新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
完善现货市场交易和价格机制
完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。
适当放宽现货市场限价，具体由省级价格主管部门商有关