“前言：关于储能，我没有多少新的见解，写成文章的主要目的在于借鉴网络上的已有成果，尽可能系统化地内化成自己对储能的投资框架。在此谢谢那些免费分享知识的前辈们。
1. 产品结构
储能大致可分为三类，大储、工商储、户储。
大储的客户主要是电网、发电站、储能运营商。他们对储能的需求主要是新能源消纳、调频调峰。市场占比约为80%。
工商储的客户主要是企业、商场和产业园。他们对储能的需求主要是备用电源、峰谷套利。市场占比约为10%。
户储，客户很明显是家庭。他们的核心需求是自发自用和提高经济性。市场占比约为10%。2022年欧洲能源危机、2023年南非大规模停电、2024年巴基斯坦电网崩溃都对户储起到很大的推进作用。
最近这一年，还出了一个细分赛道，即基站和数据中心储能，他们对储能的要求是不间断供电、侧重“高倍率、毫秒级响应、高可靠性”，技术要求很高。
2. 主角
当前，储能的绝对主角是大储。
从量来说，中国占了全球的一半；从价来说，北美市场是储能行业的利润大头，北美市场（尤其是美国）以30% 的全球装机量贡献约 60% 的行业利润，是储能企业的 “利润金矿”。
储能上一轮的大爆发主要源于风光强制配储。由于政策强制，大多发电站的储能都是“建而不用”，单纯是为了满足文件要求，储能对于甲方来说是税，是成本，因此那几年的储能市场是“重价不重质”。
136号文取消了项目强制配储，储能从甲方的成本端逐渐向资产端过渡，储能作为独立市场主体可参与电力市场交易，拥有独立计量、结算和调度权限。更进一步，以后一些优质储能项目可能具备稳定现金流的特点，可被纳入REITs、绿色债券等金融工具底层资产，吸引长期资本。
这些措施推动储能从管制（风光配储）到市场化（独立储能）转变，用市场化经济化的大手推动储能行业良性发展。以后的储能肯定更加注重质量、技术、成本，而不是一味的卷价格。
3. 成本和收益
既然更加市场化，我们就必须关注储能的成本和收益。
对甲方来说，储能的成本主要有：储能系统、工程与建设成本、融资成本、运营成本。
储能系统占总成本约为60%，大头是电芯和PCS变流器。
工程与建设成本占总成本约为20%，包括设计、土建、安装、并网。
融资成本占总成本约为15%。利率越低对甲方越有利。
随着储能角色的逐渐转变，对甲方而言，“最贵的不是买设备，而是用不起” 。只有通过提升利用率（充放电次数、价差套利效率），才能摊薄单位成本，真正实现资产回报。
在收益端，按重要性排序，储能的收益分别有：
1）现货价差套利。这是储能的核心收益，估计占比约50%。
2）容量租赁。收益占比约为25%。这部分收益指的是新能源项目（风电/光伏）向独立储能电站租赁容量，替代自建配储。虽然现在不强求配储，但是风光的天然不稳定性必然随着装机容量增大而越来越凸显，这是由风光的本质决定的，因此我认为这部分收益会长期存在。
3）调峰调频。收益占比约为15%。在电网对调节能力需求迫切的地区，这已成为重要收入支柱。例如，广东的辅助服务市场（特别是调频）规则成熟，允许独立储能参与。内蒙古、新疆等地则对储能的调峰放电给予明确补偿。这部分收益体现了储能为电力系统提供稳定性和安全性的价值。
随着新能源装机规模的提升和行业发展，未来2-3年，预计容量电价将成为储能保底的最可靠收益。
当前储能收益严重依赖波动较大的现货价差和辅助服务价格。未来，随着储能作为“系统必需灵活性资产”的定位愈发明确，容量电价机制有望在更多省份建立并完善，成为储能一项更稳定、可预期的基础收入，类似于发电厂的“容量电费”，从而改善项目经济性预期。这将使收益结构从“高风险、高波动”向“基础保障+绩效收益”的均衡模式转变。
容量电价不是政府直接补贴，也不是电网付费，而是通过市场化机制分摊，原则上谁受益谁付费，高可靠用电需求者要多付费。
截至2026年，容量电价已在甘肃、宁夏、湖北等多个省份试点，每kW·年给165元。甘肃给的价格非常高，我们就略去不谈了。
预计2027年出台全国统一机制，覆盖所有符合条件的独立储能项目。如果储能容量电价全国建立并实施，这将是我国建立安全、稳定、绿色的新型电力系统的必然选项。
4. 出海挑战
储能的前途是美好的，但我们也要看到当前的现实问题。毕竟我国只是贡献了量，但欧美贡献了最重要的利。
无独有偶，美国OBBBA 法案于2026年1.1开始执行，欧盟碳关税 CBAM也于2026年1.1全面执行。欧州的电池护照也将于2027年2月执行。这些限制措施肯定对我国储能企业是有影响的，2025下半年储能狂飙抢出口也与这些措施脱离不了干系。
美国的OBBBA旨在增加电池本地化，属于物理化隔离。我国企业得采用非FEOC供应链，在合规的地方建厂，甚至与美国本土企业合资，才能更好地在北美市场留存。
欧洲的两项法案则从技术标准入手，你要进入我的市场，就要满足严苛的标准。用绿电生产、去欧洲建厂，融入欧洲本土。
从本质来看，欧美储能限制政策本质是全球储能产业分工的重新洗牌，美国追求 “物理隔离”，欧洲追求 “标准隔离”，中国企业面临 “双重挤压”。虽然他们设置了障碍，但是也激发了我们提升技术、真正走出去的勇气。因为不管你咋说，利用你本土的低成本占人家的市场，他们肯定是有意见的，大家设身处地换位思考一下看是不是这样。产能出海、技术出海、本地化经营，是成就伟大企业的必经之路。
根据券商测算，OBBBA会增加储能成本约0.3元/wh，CBAM和电池护照会增加储能成本约0.2元/wh。
短期，这些限制对储能企业的利润挤压是巨大的。而且我们还应该考虑2025下半年抢装对需求的提前透支。因此，2026上半年，量价两方面对储能企业都是不太友好的。
