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地方政府密集出台储能容量电价补偿政策，建立市场化收益机制。当前已落地的地区包括内蒙古、甘肃、河北、宁夏、新疆等，政策模式涵盖放电量补偿、容量电价机制（火储同补）、容量电价+峰谷电价叠加、以及容量补偿+辅助服务考核等。

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补偿标准看，可分为“按容量补贴”（元/kW·年）与“按放电量补贴”（元/kWh），并配合考核机制确保储能出力质量，项目IRR普遍在8–12%区间，高价值省份可达15%以上。我们预计未来仍将有更多省份跟进出台容量补偿政策，储能收益模型将持续优化。

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内蒙古储能政策补贴力度全国最强，需求拉动效应显著。25年3月内蒙发布《关于加快新型储能建设的通知》，对25年6月30日前开工并建成投产的项目，给予0.35元/kWh放电量补偿，补贴周期10年，强度高于其他省份。成本由新能源发电企业按装机容量分摊，形成“强制分摊+高额放电补偿”的组合机制。配套上，蒙西现货交易形成0.27元/Wh的充放电价差，叠加辅助服务市场（调频里程补偿2–12元/MW），进一步提升储能利用效率。经测算，0.35元/kWh放电补偿下，项目IRR可达10–20%，处于全国最高水平。

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储能并网规模持续增长，25H1新开工项目超50GWh。内蒙24年储能并网14.3GWh，同增161%，规模第二，占比13%；25H1并网约2.5GWh，但新开工项目超50GWh。

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甘肃率先落地“火储同补”容量电价机制，补贴确定性与现金流稳定性优于放电量补偿模式。25年7月《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》规定，储能按有效容量计价（折算公式：有效容量 =放电时长/6×额定功率–厂用电），执行标准为330元/kW·年，与火电机组同价，执行期2年。

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配套市场环境良好，现货运行一年，平均峰谷价差0.24元/kWh+；辅助服务补贴上限为300元/MW·日（调峰）和12元/MW（调频），项目IRR约9–12%，单位补贴0.15–0.18元/kWh，位于全国中高水平。

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25年储能并网约5GWh，新型储能装机超6GW。甘肃24年底新型储能装机规模累计11.41GW，预计25年储能并网规模约5GWh，H1并网约2-2.5GWh，25年底新型储能装机超过6GW，30年底10GW。

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容量电价逐步上调，IRR为6%-8%。25年9月印发《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出自25年10月起执行100元/kW·年，26年上调至165元/kW·年，按有效容量折算，成本由工商业用户和外送电量共同分摊。考核较严，月内三次非停扣减当月电费，全年三个月取消未来一年资格。宁夏现货价差0.26–0.31元/kWh，辅助服务调频价格区间5–15元/MW，增强储能多元化收益。整体IRR测算6–8%，对应补贴0.08–0.1元/kWh。

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24年宁夏累计新型储能装机4.72GW/9.44GWh，全国第五。25H1宁夏储能装机约3GWh，截至8月28日，宁夏储能装机容量达6.14GW/12.93GWh，全国第四。

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容量电价机制+充放电价格政策并行，IRR约6%-8%。25年3月河北发布《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》，提出独立储能享受100元/kW·年容量电价，以4小时充放电时长折算的月度可用容量为基准，执行期2年，先建先得，26年6月前未并网项目扣减补贴月数。考核端要求全年调用次数不少于330次，执行严格。容量电费由工商业用户分摊，保障结算稳定。河北现货市场峰谷价差0.25–0.3元/kWh，叠加容量电价补贴，相当于0.08元/kWh，整体IRR约6–8%。

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24年储能并网规模8-9GWh，规模第五；25H1并网6.1GWh，增长势头强劲。25年2月，河北发改委下发总规模6.4GW/20.86GWh的37个独立储能项目指标。25、26年参与竞争的独立储能容量规模为河北南网7.7GW，冀北电网8.3GW。我们预计河北新增储能装机维持10-15%。

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IRR测算6–8%，若补贴延续25标准，仍具吸引力。23年出台的《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》明确，独立储能按实际放电量享受容量补偿，补贴标准逐年下调（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。资金由全体工商业用户分摊。考核要求调用次数不少于100次，调度机构可测试。峰谷价差维持在0.25–0.3元/kWh，叠加调峰辅助服务（充电补偿0.55元/kWh，放电结算0.25元/kWh），形成额外收益。整体IRR测算6–8%，若补贴按25年标准延续仍具备一定吸引力。

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25年H1并网7Gwh，储能需求有望维持高位。新疆24年储能并网20GWh，规模第一，占比18%；25H1并网7Gwh，同比近30%增长。截至25年6月底，已开工和正在实施采招的项目还有73GWh。预计25年装机30gwh，我们预计26年可维持40gwh规模。

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新能源项目按不少于10%配置储能或支付容量费用，为盈利提供保障，整体IRR约8.3%。云南未成交租赁容量可按参考价220元/kW·年下浮30%获得收益(154元/kW·年)，形成“兜底”收益。磷酸铁锂可按装机规模的1.8倍计入租赁服务，全钒液流按3倍计入。若未足额租赁储能容量，需按参考价上浮30%(286元/kW·年)缴纳调节费用，未成交部分与差额由市场主体按可交易容量比例分摊。现货价差与分时电价机制为储能提供套利空间，每充电1度电可获利约0.133元/kWh；同时已建立调频(里程补偿3–8元/MW、AGC补偿4–5元/MWh)与黑启动市场(平均中标2.48万元/月·台)。

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云南新型储能迅速增长，截至25H1投产并网新型储能5GW，但目前暂缓审批铁锂储能项目，25年预计下降。24年，云南新型储能装机约1GWh，25H1，新型储能装机约8.1GWh，系调节容量市场机制和独立储能可租赁容量奖励政策的实施，实现跨越式发展。

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山东通过容量补偿与市场机制优化为储能发展提供支持，整体测算IRR约5%-8%。容量补偿方面，示范项目容量电价为0.14元/kWh、市场化项目为0.07元/kWh，按“容量电价×日可用容量”计算，为储能提供基础收益保障；市场机制方面，通过放宽现货限价、统一尖峰时段核定有效容量、拓展调频与备用等辅助服务交易，推动储能发挥更大调节价值；同时，独立储能充电免除输配电价及政府性基金，并鼓励新技术应用。

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山东率先建立储能现货市场交易机制，推动新型储能发展。24年底，新型储能在运规模达717.7万千瓦，较22年底增长3.6倍，创新储能自调度机制，独储“日充一放”，利用率高于周边地区。25H1山东新型储能并网规模约5GWh，我们预计年新增10GWh规模可持续。

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容量电价出台可期，储能空间广阔。截至25H1，江苏、浙江、广东、安徽、青海等省份累计光伏装机容量分别为84/59/57/54GW，23及24年新增储能装机约16/8/6/4/10GWh，光伏装机规模大，储能配套水平高，但仍存在提升空间。未来随着容量电价等政策逐步出台，储能补偿机制进一步完善，有望打开更大成长空间。我们预计青海、山东、浙江、江苏等地26年发力，分别有10GWh+的空间。