截至2025年底，全国已建成投运新型储能1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，比“十三五”末增长超40倍。“十五五”时期，新型储能将由规模化发展阶段步入市场化发展阶段。围绕储能行业分类、商业模式、容量电价制度影响及出海情况，本报告进行系统性梳理与分析。
一、国内储能商业模式及收益来源解析
国内储能市场按应用场景主要分为独立储能（大储）、工商业储能（工商储）和户用储能（户储）三大类，各类场景的商业模式和收益来源存在显著差异。
独立储能是目前国内储能市场的主体，其盈利模式可归纳为三类主流收益：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。在政策与市场条件较好的地区，一个设计运营良好的100MW/200MWh独立储能电站，其年总收入有望达到5000万至6000万元的规模，能够支持项目实现约8%的全投资内部收益率。以内蒙古满都拉项目为例，采用非步入式液冷磷酸铁锂技术，年总收入超1亿元，全投资IRR达8%，静态回收期8-10年。
工商业储能的核心驱动力是削峰填谷、降低用电成本。目前实际利用以一充一放为主，280天利用天数下IRR为7.75%。然而，37个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.63元/kWh，同比下降7.93%。未来工商业储能的价差收益将由实际的市场供需决定，仅依赖固定的价差套利模式将不可持续，"市场化运营+多市场叠加"成为必然趋势。
户用储能主要面向家庭用户，收益来源包括自发自用、峰谷套利及备用电源功能。随着全球能源价格波动及电网稳定性需求提升，户储市场呈现多元化发展态势。
二、容量电价机制对行业的影响分析
2026年1月27日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，填补了全国性储能容量补偿的制度空白。
该文件的核心要点包括按顶峰能力折算定价，以及容量电价与可靠补偿双轨机制。这一设计既在短期内提供可预期的保底收益，又为中长期市场化改革预留制度接口。114号文落地后，独立储能的收益来源从强制配储时期的"峰谷价差+容量租赁"收入转变为"峰谷价差+容量电价+辅助服务"，盈利逻辑逐渐完善，IRR得到显著提升。
区域间IRR分化明显，2026年从新疆（0.9%）到蒙西（8.0%）不等，跨度超过7个百分点。归因显示，机制变量对IRR的影响数倍于成本端。按"价差变化×容量电价变化"双维框架，区域增长前景分化为四类：蒙西/蒙东补偿托底且造价优势明显，收益稳定性最高；山东/广东/辽宁价差走阔且机制增厚，最具增长潜力；甘肃/新疆侧重容量托底，长时化为主线；宁夏/河北/江苏则面临价差收窄压力，短期承压。
典型省份案例中，内蒙古新增的0.35元/千瓦时放电量容量补偿收益，使独立储能IRR显著提升至10%以上。自2025年6月容量补偿政策落地后，2025年7-10月内蒙古EPC工程招标容量总计达到23.6GWh，占同期全国EPC总计招标容量的18%，充分反映了政策对投资热情的激发作用。甘肃则以330元/kW·年标准对煤电和储能实施同等容量电价补偿，执行期限2年，预计整体收入结构为现货市场套利:容量电价收益:辅助服务收入=60:28:12。
三、近期行业回顾与全球市场动态
2026年1-8月，全球新增储能项目容量（包括招标/中标/并网）共计257GW/904GWh（不含抽蓄），分布在56个国家。按地区划分，新增项目65%来自亚洲；16%来自大洋洲；10%来自北美洲；7%来自欧洲。按国家划分，中国占据58%的份额，澳大利亚占据15%的份额，美国占据了8%的份额。
国内方面，2026年1-8月新增储能项目168GW/522GWh，同比微增且储能平均时长增加。河北、黑龙江、陕西等多省出台独立储能清单制管理政策，限制建设周期和投资主体，禁止倒卖路条，无效项目减少较为明显。海外方面，德国受益于电价中枢维持高位且波动率较高，储能套利空间更大；美国AIDC大规模建设加剧电力消耗，夏冬季节极端电价出现频繁，推动储能需求持续提高；澳洲虽然2026年第一季度储能项目通过能量套利获得的总收益可观，但受峰谷价差收窄影响，项目收益率有所下滑。
户储市场延续高景气态势。据InfoLink统计，2026年上半年全球户储出货量达39.07GWh，同比增长137.67%。欧洲户储需求快速增长，上半年出货量为15.25GWh，主要受天然气涨价带动居民侧电价上涨及REPowerEU计划等政策驱动。亚非拉地区由于电网基础设施差、电力供给不稳定，上半年户储系统出货量超10GWh。澳大利亚成全球最大户储市场，补贴退坡引发抢装潮，上半年出货量为10.03GWh。
四、储能出海情况及相关公司梳理
中国储能企业出海呈现高速增长态势。GGII数据显示，2025年全年中国储能企业出海新签系统订单预计将达到230GWh。2026年上半年，海外储能电芯出货248.73GWh，占全球总出货比重达53.2%，海外市场正式成为储能电芯主要交付市场。从海外订单获取情况来看，2026年上半年中国企业共获超过300个海外订单，其中明确提及储能电池或储能系统供给、采购的订单达到269.1GWh。
出海区域分布上，中东与欧洲并列第一（各占26%），澳洲（24%）、亚洲（不含中东）（16%）、南美（5%）快速崛起。受OBBBA及FEOC限制政策影响，北美订单量降至不足10GWh（4.1%）。欧洲储能市场正处于由可再生能源高渗透率倒逼的内生性爆发阶段，预计2026年欧洲新增储能装机45.3GWh，同比增长124%。中东地区已成为中国储能出海的重要战略支点，公开订单超65GWh。澳大利亚市场中，宁德时代跃升第一，电池端订单量占到70%以上。
相关企业表现方面，阿特斯主动收缩光伏组件业务，坚持“量利平衡”，2026年上半年储能系统业务实现收入56.6亿元，占整体收入比重提升至约44.3%，储能产品出货6.1GWh，同比增长超103.3%。阳光电源二季度业绩超预期，海外占比逆势提升，2026年上半年储能系统收入154.56亿元，海外收入占比73.40%，较上年同期提升15.10个百分点。德业股份储能主业景气度旺盛，逆变器、电池包持续高增，2026年上半年储能电池包销售收入48.94亿元，同比+244.12%。科士达数据中心产品、新能源产品卡位领先，海外新能源业务保持稳步增长，客户认证导入有序推进。
五、“十五五”新型储能发展展望
“十五五”时期，新型储能发展要求从“要不要”“够不够”向“多不多”“好不好”转变。国家能源局将坚持“问题导向，系统观念”，会同有关部门持续完善新型储能高质量发展政策体系。重点聚焦场景，研判发展目标及重大布局，提升新能源消纳能力，支撑电力供应保障，保障需求侧灵活高效用电。
创新驱动方面，扎实推进新型储能关键技术创新，逐步探索形成锂离子电池储能为主，多元技术协同应用的技术体系，推动构网型储能、长时储能发展。科学谋划丰富完善新型储能政策体系，研究构建“十五五”新型储能“1+N”政策体系。上下联动夯实央地协同行业管理机制，加强电网侧独立储能清单管理。质效齐升，有效市场与有为政府相结合，加快完善新型储能价格机制，推动新型储能更好参与各类电力市场获取收益。共享机遇，进一步促进国际交流合作，支持新型储能企业加强国际技术与产业研发合作。
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