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地方政府密集出臺儲能容量電價補償政策，建立市場化收益機制。當前已落地的地區包括內蒙古、甘肅、河北、寧夏、新疆等，政策模式涵蓋放電量補償、容量電價機制（火儲同補）、容量電價+峰谷電價疊加、以及容量補償+輔助服務考核等。

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補償標準看，可分為“按容量補貼”（元/kW·年）與“按放電量補貼”（元/kWh），并配合考核機制確保儲能出力質量，項目IRR普遍在8–12%區間，高價值省份可達15%以上。我們預計未來仍將有更多省份跟進出臺容量補償政策，儲能收益模型將持續優化。

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內蒙古儲能政策補貼力度全國最強，需求拉動效應顯著。25年3月內蒙發布《關于加快新型儲能建設的通知》，對25年6月30日前開工并建成投產的項目，給予0.35元/kWh放電量補償，補貼周期10年，強度高于其他省份。成本由新能源發電企業按裝機容量分攤，形成“強制分攤+高額放電補償”的組合機制。配套上，蒙西現貨交易形成0.27元/Wh的充放電價差，疊加輔助服務市場（調頻里程補償2–12元/MW），進一步提升儲能利用效率。經測算，0.35元/kWh放電補償下，項目IRR可達10–20%，處于全國最高水平。

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儲能并網規模持續增長，25H1新開工項目超50GWh。內蒙24年儲能并網14.3GWh，同增161%，規模第二，占比13%；25H1并網約2.5GWh，但新開工項目超50GWh。

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甘肅率先落地“火儲同補”容量電價機制，補貼確定性與現金流穩定性優于放電量補償模式。25年7月《關于建立發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》規定，儲能按有效容量計價（折算公式：有效容量 =放電時長/6×額定功率–廠用電），執行標準為330元/kW·年，與火電機組同價，執行期2年。

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配套市場環境良好，現貨運行一年，平均峰谷價差0.24元/kWh+；輔助服務補貼上限為300元/MW·日（調峰）和12元/MW（調頻），項目IRR約9–12%，單位補貼0.15–0.18元/kWh，位于全國中高水平。

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25年儲能并網約5GWh，新型儲能裝機超6GW。甘肅24年底新型儲能裝機規模累計11.41GW，預計25年儲能并網規模約5GWh，H1并網約2-2.5GWh，25年底新型儲能裝機超過6GW，30年底10GW。

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容量電價逐步上調，IRR為6%-8%。25年9月印發《關于建立發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》，提出自25年10月起執行100元/kW·年，26年上調至165元/kW·年，按有效容量折算，成本由工商業用戶和外送電量共同分攤?？己溯^嚴，月內三次非停扣減當月電費，全年三個月取消未來一年資格。寧夏現貨價差0.26–0.31元/kWh，輔助服務調頻價格區間5–15元/MW，增強儲能多元化收益。整體IRR測算6–8%，對應補貼0.08–0.1元/kWh。

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24年寧夏累計新型儲能裝機4.72GW/9.44GWh，全國第五。25H1寧夏儲能裝機約3GWh，截至8月28日，寧夏儲能裝機容量達6.14GW/12.93GWh，全國第四。

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容量電價機制+充放電價格政策并行，IRR約6%-8%。25年3月河北發布《關于完善獨立儲能先行先試電價政策有關事項的通知》，提出獨立儲能享受100元/kW·年容量電價，以4小時充放電時長折算的月度可用容量為基準，執行期2年，先建先得，26年6月前未并網項目扣減補貼月數。考核端要求全年調用次數不少于330次，執行嚴格。容量電費由工商業用戶分攤，保障結算穩定。河北現貨市場峰谷價差0.25–0.3元/kWh，疊加容量電價補貼，相當于0.08元/kWh，整體IRR約6–8%。

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24年儲能并網規模8-9GWh，規模第五；25H1并網6.1GWh，增長勢頭強勁。25年2月，河北發改委下發總規模6.4GW/20.86GWh的37個獨立儲能項目指標。25、26年參與競爭的獨立儲能容量規模為河北南網7.7GW，冀北電網8.3GW。我們預計河北新增儲能裝機維持10-15%。

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IRR測算6–8%，若補貼延續25標準，仍具吸引力。23年出臺的《關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知》明確，獨立儲能按實際放電量享受容量補償，補貼標準逐年下調（23年0.2元/kWh，24年0.16元/kWh，25年0.128元/kWh），政策有效期至25年底。資金由全體工商業用戶分攤?？己艘笳{用次數不少于100次，調度機構可測試。峰谷價差維持在0.25–0.3元/kWh，疊加調峰輔助服務（充電補償0.55元/kWh，放電結算0.25元/kWh），形成額外收益。整體IRR測算6–8%，若補貼按25年標準延續仍具備一定吸引力。

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25年H1并網7Gwh，儲能需求有望維持高位。新疆24年儲能并網20GWh，規模第一，占比18%；25H1并網7Gwh，同比近30%增長。截至25年6月底，已開工和正在實施采招的項目還有73GWh。預計25年裝機30gwh，我們預計26年可維持40gwh規模。

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新能源項目按不少于10%配置儲能或支付容量費用，為盈利提供保障，整體IRR約8.3%。云南未成交租賃容量可按參考價220元/kW·年下浮30%獲得收益(154元/kW·年)，形成“兜底”收益。磷酸鐵鋰可按裝機規模的1.8倍計入租賃服務，全釩液流按3倍計入。若未足額租賃儲能容量，需按參考價上浮30%(286元/kW·年)繳納調節費用，未成交部分與差額由市場主體按可交易容量比例分攤?，F貨價差與分時電價機制為儲能提供套利空間，每充電1度電可獲利約0.133元/kWh；同時已建立調頻(里程補償3–8元/MW、AGC補償4–5元/MWh)與黑啟動市場(平均中標2.48萬元/月·臺)。

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云南新型儲能迅速增長，截至25H1投產并網新型儲能5GW，但目前暫緩審批鐵鋰儲能項目，25年預計下降。24年，云南新型儲能裝機約1GWh，25H1，新型儲能裝機約8.1GWh，系調節容量市場機制和獨立儲能可租賃容量獎勵政策的實施，實現跨越式發展。

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山東通過容量補償與市場機制優化為儲能發展提供支持，整體測算IRR約5%-8%。容量補償方面，示范項目容量電價為0.14元/kWh、市場化項目為0.07元/kWh，按“容量電價×日可用容量”計算，為儲能提供基礎收益保障；市場機制方面，通過放寬現貨限價、統一尖峰時段核定有效容量、拓展調頻與備用等輔助服務交易，推動儲能發揮更大調節價值；同時，獨立儲能充電免除輸配電價及政府性基金，并鼓勵新技術應用。

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山東率先建立儲能現貨市場交易機制，推動新型儲能發展。24年底，新型儲能在運規模達717.7萬千瓦，較22年底增長3.6倍，創新儲能自調度機制，獨儲“日充一放”，利用率高于周邊地區。25H1山東新型儲能并網規模約5GWh，我們預計年新增10GWh規?？沙掷m。

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容量電價出臺可期，儲能空間廣闊。截至25H1，江蘇、浙江、廣東、安徽、青海等省份累計光伏裝機容量分別為84/59/57/54GW，23及24年新增儲能裝機約16/8/6/4/10GWh，光伏裝機規模大，儲能配套水平高，但仍存在提升空間。未來隨著容量電價等政策逐步出臺，儲能補償機制進一步完善，有望打開更大成長空間。我們預計青海、山東、浙江、江蘇等地26年發力，分別有10GWh+的空間。