储能机制重估：省际IRR分化与投资

<table><tr><td>SAC No. S0570523050003</td><td>liyalin018092@htsc.com</td></tr><tr><td>SFC No. BTC420</td><td>+(86) 10 6321 1166</td></tr></table>

华泰研究

2026 年 8 月 16 日│中国内地

新型储能行业正处于“政策驱动向市场驱动”转型的关键窗口期，各省政策分化决定了储能电站的盈利能力差异。我们以 100MW/200MWh 2h 磷酸铁锂独立储能为基准资产，对 11 个区域在同一框架下测算全投资 IRR：2026YTD 省际 IRR 从 0.9%（新疆）到 8.0%（蒙西）不等，跨度超过 7个百分点；电价机制（价差、补偿、充放次数）而非建设成本，是决定省际回报差异的核心变量。沿“机制稳定性”与“成本优势”主线，推荐新天绿色能源、绿发电力、南网储能、广州发展。

转型窗口：储能从“量的逻辑”切换为“机制定价的逻辑”

136 号文取消强制配储、114 号文确立容量电价机制，储能收益模式由“单一峰谷套利”演变为“现货价差+政策补偿+容量收入+辅助服务”的多层结构；独立储能接棒新能源配储成为新增主力（2025 年占新增 69%、26H1达 74.3%）。当装机总量不再是主要矛盾，决定投资回报的变量从“建多少”变成“在哪里建、按什么机制结算”，省际机制差异正是重新定价的起点。

核心实证：不同区域 2026YTD IRR 跨度超 7 个百分点

我们在同一现金流框架下测算 11 个区域的全投资 IRR：2026YTD 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——价差±0.05 元/kWh对应±1.1\~2.2pct、补偿±20%对应±0.6\~1.9pct、充放电次数±50 次对应±0.9\~3.8pct，而EPC±5%仅±0.5\~0.9pct。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+造价优势，收益稳定性最高）、山东/广东/辽宁（价差走阔+机制增厚，最具增长潜力）、甘肃/新疆（容量托底，长时化主线）、宁夏/河北/江苏（价差收窄，短期承压）。

机制定价：造价、价差、充放次数、补偿的区域错配投资机会

造价上，低价梯队 2026YTD EPC 低至 0.665-0.95 元/Wh、较高价梯队低10-37%；价差上，现货与分时口径最高相差 2-4 倍，山东、广东逆势走阔而宁夏、江苏大幅收窄；次数上，利用率是比价差更稀缺的变量，蒙、新装机领跑却双双缺席效率榜；补偿上，同为 165 元/kW·年，6h 与 10h 折算基准下 2h 项目收益相差近七成（55 vs 33 元/kW·年）。

与市场观点的不同之处

市场主要聚焦装机总量增长与产业链价格反弹，将储能视为“量的逻辑”；我们认为 2026 年更是“机制定价的逻辑”，收益机制变量对区域 IRR 的影响、省际机制差异被系统性低估。

投资结论

容量电价/补偿落地快、标准高的区域托底现金流稳定性更强，推荐绿发电力（西北大基地资产）、新天绿色能源（河北容量电价先行先试+港股估值折价）。现货弹性主线，山东、广东现货价差逆势走阔，装机由用户侧转向电网侧支撑，负荷中心主体量价双升，推荐南网储能（南方电网“抽蓄+新型储能”平台）、广州发展（大湾区负荷中心综合能源平台，2025 年新增储能超 1GWh）。长时化结构主线，容量电价按 6-10h 时长基准折算激励长时，长时项目储备与构网型技术能力带来结构性超额收益，推荐绿发电力（乌海半固态储能电站）、南网储能（液流丽江华坪+构网型丘北）。

风险提示：政策落地不及预期的风险；价差收窄超预期的风险；充放电次数与利用率不及预期的风险；成本假设与模型简化风险；数据口径与测算方法风险；重点推荐公司经营风险。

发电

深度研究

增持 (维持)

王玮嘉

研究员

SAC No. S0570517050002 wangweijia@htsc.com

SFC No. BEB090 +(86) 21 2897 2079

黄波

研究员

SAC No. S0570519090003 huangbo@htsc.com

SFC No. BQR122 +(86) 755 8249 3570

李雅琳

研究员

康琪\*

研究员

SAC No. S0570526070019 kangqi@htsc.com

+(86) 10 6321 1166

行业走势图

资料来源：Wind，华泰研究

重点推荐

<table><tr><td colspan="4">目标价</td></tr><tr><td>股票名称</td><td>股票代码</td><td>(当地币种)</td><td>投资评级</td></tr><tr><td>新天绿色能源</td><td>956 HK</td><td>5.20</td><td>买入</td></tr><tr><td>绿发电力</td><td>000537 CH</td><td>11.80</td><td>买入</td></tr><tr><td>南网储能</td><td>600995 CH</td><td>18.17</td><td>买入</td></tr><tr><td>广州发展</td><td>600098 CH</td><td>8.78</td><td>买入</td></tr></table>

资料来源：华泰研究预测

正文目录

核心投资逻辑 .......... 与市场观点的不同之处. 储能行业正处于“政策驱动向市场驱动”转型的关键窗口期..... 全国储能装机高速增长，独立储能接棒新能源配储.. 储能省际装机与盈利能力分化.. 省际储能 IRR比较：同一资产、同一框架、不同参数... 模型框架：单一基准资产下的多层收入结构...... 造价假设：区域差异化设定，电芯/碳酸锂反弹驱动 ... 11 价差口径：现货、分时峰谷与分时平谷的三层结构.. ...12 充放电次数与利用率：比价差更稀缺的变量 ..13 容量/电量补偿：顶峰能力促进长时化趋势 ...14 辅助服务：从“固定补偿”向“市场竞价”切换.... ...14 价差与容量电价变化的共同作用下，区域储能增长前景分化.... .....16 技术路线与政策适配：省际差异决定技术选型...... ........18 投资建议 ..... ..19 风险提示..... ...21 图表目录图表 1： 2021 年至 26H1 全国新型/电化学储能累计装机容量 .5 图表 2： 2021 年至 26H1 全国新型/电化学储能累计装机电量. .5 图表 3： 2021 年至 26H1 全国新型/电化学储能新增装机容量... 图表 4： 2021 年至 26H1 全国新型/电化学储能新增装机电量.... 图表 5： 2024-2025 年电化学储能年均利用小时 ..... ..6 图表 6： 2024-2025 年电化学储能年均等效充放电次数. .6 图表 7： 2021 年至 26H1 平均储能时长逐渐增长...... 图表 8： 2023-2025 年末分省份储能累计装机前五名.... 图表 9： 2025 年新增装机容量前五的省份..... 图表 10： 26Q1 新增装机电量前五的省份 ....... ..8 图表 11：规模×变化双维度筛出储能省际 IRR 重估样本...... 图表 12：基准资产：为什么是 100MW/200MWh 2h 磷酸铁锂独立储能... ..9 图表 13：收入端多层结构：市场化收益与政策托底的组合.. ..9 图表 14：不同区域的储能参数设置.... ...10 图表 15：全投资 IRR vs 资本金 IRR：现金流口径..... ...10 图表 16：不同区域储能全投资 IRR 测算（2025 vs 2026YTD） ..11 图表 17：不同区域储能 IRR 敏感性分析... .11 图表 18：不同区域储能 EPC 差异.. .12 图表 19：蒙西：现货≈分时，2026YTD 现货下穿分时.. ..12 图表 20：甘肃：现货>>分时，分时口径严重失真.... ....12 图表 21：山东：2026YTD 分时峰谷价差与现货价差多次出现剪刀差... ....13 图表 22：山西：现货高位、分时塌陷.... ...13 图表 23：广东：分时/现货背离绝对值全国最大... ....13 图表 24：陕西：现货数据自 2025 年 7 月起，现货低于分时..... ....13 图表 25：装机规模≠运行效率..... .....14 图表 26：分省容量/电量补偿机制对照... .....14 图表 27：分省辅助服务补偿要点...... .....15 图表 28：蒙西储能 IRR 敏感性分析 .. ....16 图表 29：蒙东储能 IRR 敏感性分析 .. ....16 图表 30：山东储能 IRR 敏感性分析 . ....16 图表 31：广东储能 IRR 敏感性分析 .. ....16 图表 32：辽宁储能 IRR 敏感性分析 ... ....16 图表 33：甘肃储能 IRR 敏感性分析 ... ...17 图表 34：新疆储能 IRR 敏感性分析 .... ....17 图表 35：宁夏储能 IRR 敏感性分析 .... .....17 图表 36：河北储能 IRR 敏感性分析 ... .....17 图表 37：江苏储能 IRR 敏感性分析 .... ....17 图表 38：成本曲线决定“入场券”，政策机制决定“胜负手”.. ....18 图表 39：容量电价按时长折算：时长基准越短，长时激励越强..... ....18 图表 40：重点公司推荐一览表 ... ...20 图表 41：重点推荐公司最新观点.... ...20

核心投资逻辑

储能行业正处于“政策驱动向市场驱动”转型的关键窗口期，投资坐标应从“装机总量”切换为“省际机制差异定价”。136 号文取消强制配储后，需求主导权已由新能源配储切换至独立储能（2025 年新增占比 69%、26H1 达 74.3%）；114号文在国家层面确立容量电价机制，行业商业模式由“单一峰谷套利”升级为“现货套利+政策补偿+容量类固定收入+辅助服务”的多层收入结构。我们的测算表明，同一基准资产（100MW/200MWh 2h 磷酸铁锂）在 11 个区域的 2026YTD 全投资 IRR 从 0.9%到 8.0%不等、跨度超过 7个百分点——电价机制（价差、补偿、充放次数）而非建设成本，是省际回报差异的第一决定变量：价差±0.05 元/kWh 对应 IRR±1.1\~2.2pct、补偿±20%对应±0.6\~1.9pct、充放电次数±50 次对应±0.9\~3.8pct，而 EPC±5%仅影响±0.5\~0.9pct。

基于“价差变化×容量电价变化”双维框架，11个区域的增长前景可划分为四类：补偿托底+造价优势、收益稳定性最高（蒙西/蒙东，0.665 元/Wh全国最低造价+0.28 元/kWh×10年放电量补偿，2026YTD IRR 8.0%/6.7%居全国前二）；价差走阔+机制增厚、最具增长潜力（山东/广东/辽宁）；价差收窄但容量托底增强、结构性增长并以长时化为主线（甘肃/新疆）；价差收窄、短期承压（宁夏/河北/江苏）。西北大基地省份的造价优势与容量电价托底共振，是2026年储能投资稳定性最高的方向；容量电价按6-10h时长基准折算的机制设计，则使长时化成为技术路线演进的产业级趋势。

沿“机制稳定性”与“成本优势”双主线，我们推荐：新天绿色能源（河北容量电价先行先试+港股估值折价）、绿发电力（西北大基地资产，低造价+容量托底双击）、南网储能（南方电网“抽蓄+新型储能”平台，2025 年归母净利 yoy+49.9%）、广州发展（大湾区负荷中心综合能源平台，2025 年新增储能超 1GWh）。

与市场观点的不同之处

市场主流观点聚焦装机总量增长与产业链价格反弹（2026YTD 电芯、系统中标价回升），将储能视为“量的逻辑”；我们认为 2026 年储能更是“机制定价的逻辑”——收益机制（容量电价标准、充放次数、现货价差走向）对区域 IRR 的影响数倍于成本端，而当前市场对省际机制差异的定价或有不足。

预期差一：部分观点认为西北大基地省份“消纳难、电价低”。我们测算，2026YTD 蒙西/蒙东在全国最低造价（0.665 元/Wh）与放电量补偿（0.28 元/kWh×10 年）的双重支撑下，全投资 IRR达 8.0%/6.7%、居全国前二——“低电价区”恰是“高收益区”，区域造价差异（不同区域相差 10-37%）或是此前未被定价的护城河。

预期差二：市场对分时价差大幅收窄的省份（2026YTD 对比 2025 年均值，宁夏/新疆/江苏-67%/-55%/-34%）普遍悲观。我们认为其中相当部分是口径失真而非真实需求变差——宁夏 2026YTD 现货口径价差约 0.28元/kWh，叠加 0.80元/Wh低造价后全投资 IRR约 3.1%；26H1 宁夏招标 12GWh领跑全国、与账面经济性明显背离，或说明产业资本已按容量电价落地预期定价，正式文件印发即是预期差修复的催化剂。

储能行业正处于“政策驱动向市场驱动”转型的关键窗口期全国储能装机高速增长，独立储能接棒新能源配储

中国新型储能装机正处于高速增长阶段。国家能源局数据显示，2021-2025 年，全国新型储能累计装机由不足 5GW 跃升至 136GW；2025 年单年新增 62GW，约为 2021 年的 26倍。但 2025 年的高增是政策节点塑造的脉冲而非线性趋势，136 号文取消强制配储并实行新老划断，催生“531”抢存量认定与“1231”抢机制窗口的双抢装。CNESA 数据显示，2026H1 全国储能新增 21.64GW/58.20GWh，容量较抢装高基数小幅回落（yoy-6.0%）、电量创历史同期新高（yoy+3.7%）。

图表1： 2021年至 26H1全国新型/电化学储能累计装机容量

图表2： 2021年至 26H1全国新型/电化学储能累计装机电量

注：国家能源局为官方口径，CNESA 为项目库不完全统计，中电联为电力安全生产委员会24家成员单位报送的电化学储能口径。三口径差异主要源于统计覆盖面。本报告全国总量以国家能源局口径为准，结构与运行数据以颗粒度更细的中电联、CNESA 口径为补充资料来源：国家能源局、CNESA、中电联、华泰研究资料来源：国家能源局、CNESA、中电联、华泰研究

图表3： 2021年至 26H1全国新型/电化学储能新增装机容量

资料来源：国家能源局、CNESA、中电联、华泰研究

图表4： 2021年至 26H1全国新型/电化学储能新增装机电量

资料来源：国家能源局、CNESA、中电联、华泰研究

独立储能接棒新能源配储成为新增主力。CNESA 数据显示，26Q1 独立储能新增 8.7GW/23.0 GWh，yoy+174%/+205%，占新增容量的 83%、yoy+34pct；同期新能源配储新增仅 1.0 GW/2.5 GWh，yoy-56%/-54%；26H1 独立储能占新增容量的 74.3%。这一切换是 2025 年趋势的延续与加速：中电联口径下（《2025 年度电化学储能电站行业统计数据》，2026-03），2025 年独立储能新增 32.33 GW（yoy+39%）、占新增容量的 69%，新能源配储新增 12.60 GW（yoy-4%），136 号文效应首次显现。

充放电次数系统性改善，独立储能领跑。装机高增的同时，存量电站运行效率同步改善。中电联口径 2025 年全国电化学储能年均运行小时 1940 h（yoy+291 h）、利用小时 1084 h（yoy+173 h）、等效充放电 248 次（yoy+27 次），约每 1.5 天完成一次完整充放；利用率指数 49%（yoy+8pct）；26Q1 全国日均利用小时 3.10 h（yoy+0.27 h），改善趋势延续（中电联 2026 年一季度简报，2026-05-18）。分场景看，独立储能全面领跑，运行小时 2025 h（yoy+424 h）、利用小时 1246 h（yoy+251 h）、等效充放电 299 次（yoy+52 次）、利用率指数 60%（yoy+7pct）；新能源配储仅 199 次、利用率指数 40%，场景间分化显著，配储资产效率低是强制配储模式难以为继的核心原因。国家能源局口径 2025 年新型储能等效利用小时 1195 h（yoy+300 h），平均转换效率 89.23%、可用系数 0.98。

图表5： 2024-2025年电化学储能年均利用小时

资料来源：中电联、华泰研究

图表6： 2024-2025年电化学储能年均等效充放电次数

资料来源：中电联、华泰研究

储能时长分化决定容量电价折算与现货套利中的收益上限。总量层面，2025 年末全国新型储能平均储能时长 2.58 h（yoy+0.30 h），100MW 及以上大型项目占比 72%（yoy+10pct）（国家能源局，2026-01-30）。结构层面，2025 年 4h+长时储能新增中，内蒙古占全国 48%、新疆占 22%，青海、甘肃、河北均超 6%；内蒙古新增项目平均时长达 3.9 h，其新增中 4h+占比 88.2%，远高于全国新增项目的平均时长 2.85 h（CESA 储能应用分会，2026-02；CNESA，2026-01-22）。2026 年时长增加趋势未改，5 月全国新增平均时长 2.93 h 创年内新高（CESA，2026Q1；CNESA，2026-06-16），26H1 储能系统招标容量同比-3.4%、电量同比+88.3%，容量与电量的增速剪刀差扩大、亦即储能时长增加（CNESA，2026-07-06）；中电联预计 2026 年底全国新型储能平均储能时长将突破 2.8 h（yoy+0.22h）。

图表7： 2021年至 26H1平均储能时长逐渐增长

资料来源：中电联、华泰研究

储能省际装机与盈利能力分化

中国新型储能的省际格局完成了一次根本性重构：2023-2025 年头部省份由“山东、湖南等负荷侧示范省”切换为“内蒙古、新疆等新能源大基地省”，2025 年末蒙新两省累计装机合计 39.06GW、占全国的 28.7%（国家能源局，2026-01-30）。2025 年新增进一步向头部集中，前五省合计占全国新增 58.3%（同比提升约 14.7pct）；进入 2026 年，格局再度洗牌，Q1 宁夏单季容量登顶、河南同比+51%新进前五。规模与增速的分化，正是分省 IRR重估的现实起点：装机越集中的省份，机制设计与收益参数的差异越值得单独定价。我们筛出内蒙古、新疆、甘肃、宁夏、山东、山西、广东、江苏、辽宁等区域作为后文 IRR 测算样本。

2023-2025 年末累计装机头两名与第三名的差距由“并驾齐驱”拉大到“近一倍”，省际分化在存量维度已经固化。2023-2025 年末累计装机容量（国家能源局口径），内蒙古由 3.54GW 增至 20.26 GW（5.7 倍），新疆由 3.09 GW 增至 18.80 GW（6.1 倍），而山东仅由 3.98GW 增至 11.21 GW（2.8倍）——头部两省增速持续跑赢全国、山东跑输全国。2024年末内蒙古以10.23 GW成为全国首个储能累计装机破千万千瓦的省区；2025年末内蒙古20.26GW 已达山东 11.21 GW 的 1.8 倍。区域维度，2025 年末华北占 32.5%、西北占 28.2%，两区域合计 60.7%，东北仅 0.7%。

图表8： 2023-2025年末分省份储能累计装机前五名 <table><tr><td>排名</td><td>2023 年末</td><td>2024 年末</td><td>2025 年末</td></tr><tr><td>1</td><td>山东 3.98 GW</td><td>内蒙古 10.23 GW</td><td>内蒙古 20.26 GW</td></tr><tr><td>2</td><td>内蒙古 3.54 GW</td><td>新疆 8.57 GW</td><td>新疆 18.80 GW</td></tr><tr><td>3</td><td>新疆 3.09 GW</td><td>山东 7.17 GW</td><td>山东 11.21 GW</td></tr><tr><td>4</td><td>甘肃 2.93 GW</td><td>江苏 5.62 GW</td><td>未披露</td></tr><tr><td>5</td><td>湖南 2.66 GW</td><td>宁夏 4.43 GW</td><td>未披露</td></tr></table>

资料来源：国家能源局 2024-01-25、2025-01-23、2026-01-30 新闻发布会；《中国新型储能发展报告(2025)》，2025-07-31；华泰研究

2025年新增装机的集中度高于存量。国家能源局口径2025年华北新增21.88 GW占35.2%、西北新增 19.66 GW 占 31.6%；新疆、内蒙古合计占全国新增 32.7%，前五省占 58.3%。CNESA口径2025年内蒙古新增12.8 GW 居第一（占19.3%）、新疆9.5 GW 第二（14.3%）。中电联口径前十省合计 41.18 GW、占全国新增 87.33%。云南 2025 年“5/31 抢装”单月新增近 2.5 GW 居全国第一，全年 6.13 GW 为年度第三（CNESA 月报，2025-06-10；国家能源局，2026-01-30）。山东 2025 年新增 4.04 GW 退居第五、新增排名连续两年下滑，负荷侧示范省的装机动能明显让位于新能源大基地省。CNESA 口径 26H1 新增 21.64GW/58.20 GWh，独立储能占新增 74.3%，超八成新增集中于风光富集区与重点负荷区（来源：CNESA，2026-07-19），区域集中度较 2025 年有增无减。

图表9： 2025年新增装机容量前五的省份

资料来源：国家能源局、华泰研究

26Q1 新增重心进一步西移。Q1 西北区域容量、电量占比双第一（41.4%/45.6%）；其中容量第一的宁夏新增 2.7 GW，电量第一的新疆新增 7.51 GWh。中电联口径 26Q1 新增前五省份为新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古，合计占全国新增超 78%（中电联《2026 年一季度电化学储能电站行业统计数据简报》，2026-05-18）。5月新疆、宁夏新增电量均超1.2 GWh居前二，新疆 5 月容量电价 165 元/kW·年新政叠加调频市场开放形成政策催化（CNESA，2026-06-16）；6 月西藏新增储能电量超 1.5 GWh、首次登顶全国第一，由阿里麻米措源网荷储一体化能源站一期 1.5 GWh 构网型储能全容量投运驱动；新疆、甘肃均超 1.4 GWh列前三，山东新增容量全国第一（CNESA，2026-07-20）。

图表10： 26Q1新增装机电量前五的省份

资料来源：CNESA、华泰研究

规模×变化双维度筛出省际 IRR 重估样本。装机规模决定“值不值得研究”，新增变化决定“需不需要重估”。我们以 2025 年末累计规模（约 3 GW 以上、全国前 12）为第一维度，2025 年到 2026Q1/H1 新增的方向变化为第二维度，叠加收益机制参数的数据可得性，最终筛出内蒙古、新疆、甘肃、宁夏、山东、山西、广东、江苏等区域进入 IRR 重估样本；辽宁作为观察样本，拟实施全国最高的容量补偿标准。重估样本 2025 年末累计合计约 81GW，约占全国六成，覆盖了头部与代表性腰部省份。重估样本在 2025 年到 2026Q1 均出现可识别的方向性变化，且变化动因各异（抢装透支、容量电价落地、现货价差收窄、用户侧退坡），恰好适用于 IRR 的敏感性分析。西北四省（蒙、疆、甘、宁）为 136号文后容量电价机制落地最快、长时化最彻底的大基地区；晋、鲁为现货市场正式运行的先行区；粤、苏为用户侧与租赁模式的负荷区样本。

图表11：规模×变化双维度筛出储能省际 IRR重估样本 <table><tr><td>省份</td><td>2025 年末累计 2025 年新增</td><td></td><td>2026Q1/H1 边际变化</td></tr><tr><td>内蒙古</td><td>20.26 GW</td><td>10.03 GW</td><td>Q1 新增 1.58 GW/5.74 GWh，节奏放缓</td></tr><tr><td>新疆</td><td>18.80 GW</td><td>10.23 GW</td><td>Q1 新增 7.51 GWh 第 1，5/6 月持续高增幅</td></tr><tr><td>甘肃</td><td>7.28 GW</td><td>2.39 GW</td><td>6 月新增超 1.4 GWh 重回前三</td></tr><tr><td>宁夏</td><td>7.63 GW</td><td>2.57 GW</td><td>Q1 新增 2.7 GW 第 1；H1 招标 12 GWh 领跑全国</td></tr><tr><td>山东</td><td>11.21 GW</td><td>4.04 GW</td><td>6月新增容量第 1；2026 年目标 14 GW（较 2025年末+25%）</td></tr><tr><td>山西</td><td>3.20 GW</td><td>1.17 GW</td><td>装机平稳，但2025 年新增备案 100.6 GW 全国第一、现货价差收窄约 24%</td></tr><tr><td>广东</td><td>5.01 GW</td><td>2.92 GW</td><td>Q1 新增 1.9 GWh；转向电网侧支撑</td></tr><tr><td>江苏</td><td>7.60 GW</td><td>2.24 GW</td><td>Q1 新增 2.61 GWh 第 5；用户侧新增占全国 48%</td></tr><tr><td>辽宁</td><td><1GW</td><td>未披露</td><td>370元/kW·年可靠容量补偿全国最高（拟2027执行）；2027年目标5GW</td></tr></table>

资料来源：国家能源局、CNESA、中电联、华泰研究

省际储能 IRR比较：同一资产、同一框架、不同参数

模型框架：单一基准资产下的多层收入结构

基准电站设为 100MW/200MWh 2h磷酸铁锂独立储能，其代表性有三：独立储能 2025 年累计装机占比已达 51.2%、为第一大应用场景（国家能源局，2026-01-30）；2h 仍是招中标主力时长；100MW 级为中电联统计的主力容量段。假设充放电效率 83%、年衰减 1.3%（电量类收入逐年递减）、运营期 15 年、残值 5%、15 年直线折旧、所得税率“三免三减半”后为 25%、运维 0.012 元/Wh·年、保险 0.1%×初始投资/年。

图表12：基准资产：为什么是 100MW/200MWh 2h 磷酸铁锂独立储能

注：所有省际 IRR 测算统一采用该基准资产，仅替换区域参数（价差 / 次数 / 补偿 / 容量电价 / EPC）资料来源：国家能源局（2026-01-30）、华泰研究

收入端采用多层结构：年收入=现货/峰谷套利（放电量×可获价差）+政策补偿（放电量补偿/容量补偿电价）+容量类固定收入（容量电价/可靠容量补偿×额定功率）+辅助服务（调频/调峰容量市场）+其他（容量租赁/顶峰补贴/需求响应）。该结构与 136 号文后“全面入市+容量兜底”的政策方向一致：现货/峰谷套利对应市场化收益，容量类收入对应政策托底收益，二者的相对权重决定 IRR 的稳定性（发改价格〔2026〕114 号，2026-01-30）。

图表13：收入端多层结构：市场化收益与政策托底的组合

注：年收入=现货/峰谷套利+政策补偿+容量类固定收入+辅助服务(+其他)｜100MW/200MWh 基准资产资料来源：发改价格〔2026〕114 号（2026-01-30）、华泰研究

不同区域的储能参数设置：2026YTD 各省储能充放电价差较 2025 年普遍收窄，11 个区域中9个区域价差下行，其中江苏（由0.573降至0.380元/kWh）、蒙西（由0.384降至0.267）、蒙东（由 0.340 降至 0.237）收窄幅度居前，仅山东（yoy+0.051）、广东（yoy+0.060）价差逆势走阔。初始投资单价参考2026H1分省EPC中标均价（北极星储能网，2026-07-22），按区域造价差异化设定：西北大基地省份规模效应显著，蒙西/蒙东低至 0.665 元/Wh、宁夏 0.80、新疆 0.85、甘肃/河北 0.95。补偿机制区域分化：蒙西、蒙东电量补偿由 0.35 降至 0.28 元/kWh，新疆 2026 年电量补偿取消，辽宁容量电价由 165 提升至 370 元/kW、甘肃容量电价 330 元/kW 紧随其后，是对冲价差收窄的主要政策变量。

图表14：不同区域的储能参数设置 <table><tr><td>区域</td><td>价差（元/KWh）</td><td>充放电次数</td><td>电量补偿（元/KWh）</td><td>容量电价（元/KW）</td></tr><tr><td></td><td>2025/2026YTD</td><td>2025/2026E</td><td>2025/2026E</td><td>2025/2026E</td></tr><tr><td>山西</td><td>0.425/0.376</td><td>300/300</td><td>-</td><td>165/165</td></tr><tr><td>蒙西</td><td>0.384/0.267</td><td>275/275</td><td>0.35/0.28</td><td>0/0</td></tr><tr><td>蒙东</td><td>0.34/0.237</td><td>275/275</td><td>0.35/0.28</td><td>0/0</td></tr><tr><td>河北</td><td>0.417/0.393</td><td>300/300</td><td>1</td><td>100/100</td></tr><tr><td>山东</td><td>0.361/0.412</td><td>275/275</td><td>1</td><td>165/165</td></tr><tr><td>甘肃</td><td>0.227/0.192</td><td>330/330</td><td>1</td><td>330/330</td></tr><tr><td>宁夏</td><td>0.302/0.28</td><td>284/284</td><td>-</td><td>165/165</td></tr><tr><td>新疆</td><td>0.232/0.222</td><td>300/300</td><td>0.128/-</td><td>165/165</td></tr><tr><td>广东</td><td>0.22/0.28</td><td>300/300</td><td>1</td><td>200/200</td></tr><tr><td>江苏</td><td>0.573/0.38</td><td>300/300</td><td>-</td><td>165/165</td></tr><tr><td>辽宁</td><td>0.416/0.355</td><td>300/300</td><td>=</td><td>165/370</td></tr></table>

注：2026E 为全年预测值；现货价差为 2h 储能系统按月度现货出清价格测算的充放电价差；分时价差按代理购电工商业电价公告口径计算，充电侧含上网环节线损与系统运行费资料来源：各省发改委、华泰研究预测

现金流口径：1）税后全投资 IRR（项目融资前）：第 0 年现金流出为初始投资，第 1-15 年现金流入为 EBITDA-所得税，末年加回残值（5%）；2）税后资本金 IRR（项目融资后）：第 0 年现金流出为初始投资，第 1-15 年现金流入为 EBITDA-所得税-偿还本金与利息，末年加回残值（5%）。

图表15：全投资 IRR vs资本金 IRR：现金流口径

资料来源：CNESA、华泰研究

不同区域储能IRR测算：省际回报差异主要由电价机制、建设成本决定。2025年蒙西（9.8%）、蒙东（8.4%）、江苏（8.3%）领跑；2026YTD 蒙西（8.0%）仍居全国第一，蒙东（6.7%）、山西（5.2%）次之，河北（4.6%）、山东（4.4%）、辽宁（4.4%）处第二梯队；新疆价差收窄至 0.222 元/kWh叠加电量补偿取消、造价无明显折价，IRR下降 2.9pct；江苏分时价差大幅回落导致 IRR 由 8.3%降至 3.0%（-5.3pct），降幅居前。同比维度上，6 个区域 IRR改善：广东（+1.4pct）、辽宁（+0.7pct）、山东（+0.6pct）、河北（+0.4pct）、宁夏（+0.3pct）、甘肃（持平），分别受益于价差走阔、容量电价上调与造价区域折价。

图表16：不同区域储能全投资 IRR 测算（2025 vs 2026YTD） <table><tr><td>区域</td><td>IRR</td><td>IRR</td><td>同比变化</td><td>首年收入</td><td>首年收入</td></tr><tr><td></td><td>2025</td><td>2026YTD</td><td>2025 vs 2026YTD</td><td>2025</td><td>2026YTD（年化）</td></tr><tr><td>山西</td><td>6.2</td><td>5.2</td><td>-1.0</td><td>2,603</td><td>2,387</td></tr><tr><td>蒙西</td><td>9.8</td><td>8.0</td><td>-1.8</td><td>2,965</td><td>2,210</td></tr><tr><td>蒙东</td><td>8.4</td><td>6.7</td><td>-1.7</td><td>2,787</td><td>2,089</td></tr><tr><td>河北</td><td>4.2</td><td>4.6</td><td>0.4</td><td>2,280</td><td>2,174</td></tr><tr><td>山东</td><td>3.8</td><td>4.4</td><td>0.6</td><td>2,188</td><td>2,394</td></tr><tr><td>甘肃</td><td>3.2</td><td>3.2</td><td>0.0</td><td>2,074</td><td>1,904</td></tr><tr><td>宁夏</td><td>2.8</td><td>3.1</td><td>0.3</td><td>1,747</td><td>1,655</td></tr><tr><td>新疆</td><td>3.8</td><td>0.9</td><td>-2.9</td><td>2,073</td><td>1,465</td></tr><tr><td>广东</td><td>-0.4</td><td>1.0</td><td>1.4</td><td>1,560</td><td>1,824</td></tr><tr><td>江苏</td><td>8.3</td><td>3.0</td><td>-5.3</td><td>3,012</td><td>2,161</td></tr><tr><td>辽宁</td><td>3.7</td><td>4.4</td><td>0.7</td><td>2198</td><td>2383</td></tr></table>

注：IRR 单位为%，收入为万元资料来源：各省电力交易中心月度运营数据、省级电网企业代理购电工商业电价月度公告、华泰研究预测

驱动因素归因采用逐因素替换法，顺序为 CAPEX、价差、充放电次数、容量/电量补偿，每步仅替换单一因素并记录ΔIRR（各贡献与替换顺序相关，供结构判断用）；敏感性在 2026年参数集上作 CAPEX±5%、价差±0.05 元/kWh、次数±50 次、容量补偿±20%四组单因素测试。模型输出的 10 个区域的 2025 vs 2026YTD 全投资 IRR 对比如下图所示。我们测算：

1）EPC 每变动±5%，各省 IRR 变动约 0.5\~0.9pct；低造价的蒙西、蒙东弹性最大（±0.9pct）；2）价差每变动±0.05 元/kWh，各省 IRR 变动约 1.1\~2.2pct；蒙东（±2.1\~2.2pct）、蒙西（±2.0\~2.2pct）、新疆（±1.7\~2.1pct）弹性最大，山东最小（±1.1pct）；

3）充放电次数每变动±50次，各省 IRR变动约 0.9\~3.8pct；蒙西、蒙东因电量补偿按次结算且低造价放大了次数杠杆，敏感度高达±3.5\~3.8pct；甘肃、新疆以容量电价为主，仅±0.9\~1.5pct；

4）电量/容量补偿标准每变动±20%，各省 IRR 变动约 0.6\~1.9pct；蒙西/蒙东（电量补偿0.28 元/kWh，±1.8\~1.9pct）、甘肃（容量电价 330 元/kW，±1.3\~1.4pct）敏感度高，河北、江苏仅±0.6pct。

图表17：不同区域储能 IRR敏感性分析 <table><tr><td>区域</td><td>基准 IRR%</td><td>EPC±5%</td><td>价差±0.05 元/kWh</td><td>充放电次数±50 次</td><td>补偿±20%</td></tr><tr><td>山西</td><td>5.2</td><td>5.8/4.6</td><td>6.4/3.9</td><td>6.8/3.5</td><td>6.1/4.2</td></tr><tr><td>蒙西</td><td>8.0</td><td>8.9/7.1</td><td>10/5.8</td><td>11.6/4.2</td><td>9.8/6.2</td></tr><tr><td>蒙东</td><td>6.7</td><td>7.6/5.9</td><td>8.8/4.5</td><td>10.2/3</td><td>8.6/4.9</td></tr><tr><td>河北</td><td>4.6</td><td>5.3/4</td><td>6/3.2</td><td>6.4/2.8</td><td>5.2/4</td></tr><tr><td>山东</td><td>4.4</td><td>5/3.8</td><td>5.5/3.3</td><td>6/2.7</td><td>5.3/3.5</td></tr><tr><td>甘肃</td><td>3.2</td><td>3.8/2.7</td><td>4.7/1.6</td><td>4.1/2.3</td><td>4.5/1.8</td></tr><tr><td>宁夏</td><td>3.1</td><td>3.6/2.5</td><td>4.6/1.4</td><td>4.6/1.4</td><td>3.9/2.2</td></tr><tr><td>新疆</td><td>0.9</td><td>1.5/0.3</td><td>2.6/-1.2</td><td>2.2/-0.6</td><td>1.8/-0.1</td></tr><tr><td>广东</td><td>1.0</td><td>1.6/0.5</td><td>2.4/-0.6</td><td>2.3/-0.5</td><td>1.8/0.1</td></tr><tr><td>江苏</td><td>3.0</td><td>3.6/2.4</td><td>4.2/1.7</td><td>4.5/1.3</td><td>3.6/2.4</td></tr><tr><td>辽宁</td><td>4.4</td><td>5/3.8</td><td>5.6/3.1</td><td>5.8/2.9</td><td>5.3/3.4</td></tr></table>

资料来源：各省电力交易中心月度运营数据、省级电网企业代理购电工商业电价月度公告、华泰研究预测

造价假设：区域差异化设定，电芯/碳酸锂反弹驱动

EPC 单价按区域差异化设定。2025 年西北大基地省份取 0.85\~0.87 元/Wh，其余省份取全国 2h 中标均价 1.04 元/Wh（CNESA，2026-01-08）；2026YTD 蒙西/蒙东进一步降至 0.665元/Wh（全国最低，大容量共享储能规模效应）、宁夏 0.80、新疆 0.85、甘肃/河北 0.95、山西 1.02，中东部省份维持 1.09 元/Wh，与 2026H1 分省 EPC 投标均价梯队一致。碳酸锂由 2025 年 6 月低点约 6 万元/吨涨至 2026 年 5 月的 18.15 万元/吨（+200%以上），314Ah储能电芯2026年5月价格也较2025年中低点回升20%-35%，2h系统投标均价同比+8%，为近三年首次同比转正（SMM/InfoLink/北极星，2026-07-16）。EPC 中标价区间较宽，受招标范围边界（是否含土建/送出/升压站）、时长与区域影响显著；模型取全国加权均价作为单一造价锚，未对各省单独设定造价差异，属简化处理。

图表18：不同区域储能 EPC差异

资料来源：CNESA、华泰研究

价差口径：现货、分时峰谷与分时平谷的三层结构

储能收益测算用哪一层价差？同一省份同时存在三个可观测的价差口径：现货充放电价差（市场真实信号）、行政分时·高峰低谷价差（政策定价上限）、行政分时·平时低谷价差（政策定价下限），三者可相差 2-4 倍。真实有现货出清数据的仅 7 个电网区域（蒙西、甘肃、山东、山西、广东、陕西自 2025 年 7 月起、辽宁自 2025 年 9 月起），其余省份“价差”全部来自分时体系。多数现货区域现货价差不高于分时峰谷价差，分时峰谷口径存在系统性高估；甘肃、山西、辽宁、蒙西（2025 年）出现现货与分时峰谷“倒挂”，说明分时滞后于真实供需、甚至严重失真；2026YTD 分时价差在宁夏、新疆、江苏因政策调整出现大幅收窄，而山东、广东、陕西现货价差逆势走扩。

图表19：蒙西：现货≈分时，2026YTD现货下穿分时

注：蒙西现货已正式运行，独立储能按现货节点电价结算资料来源：各省电力交易中心、华泰研究

图表20：甘肃：现货>>分时，分时口径严重失真

注：甘肃代理购电高峰与低谷价差窄，分时口径失真，现货才是真实价格信号资料来源：各省电力交易中心、华泰研究

图表21：山东：2026YTD分时峰谷价差与现货价差多次出现剪刀差

注：分时电价浮动比例（高峰上浮 70%）是政策定价，现货则反映真实供需。新能源大发时段负电价（2025 年约 1,574 小时）持续压低充电成本、拉大峰谷差资料来源：各省电力交易中心、华泰研究

图表22：山西：现货高位、分时塌陷

注：2026 年现货 0.376 元/kWh 对分时峰谷 0.218 元/kWh，分时口径因分时政策调整（浮动比例收窄、计价基数变化）大幅走低，现货保持相对高位资料来源：各省电力交易中心、华泰研究

图表23：广东：分时/现货背离绝对值全国最大

注：广东电源以气电、煤电为主、边际成本曲线平坦，珠三角负荷特性使现货峰谷差天然较窄

图表24：陕西：现货数据自 2025年 7月起，现货低于分时

注：陕西 2025 年进入现货连续试运行，属“现货低于分时”的常规形态资料来源：各省电力交易中心、华泰研究资料来源：各省电力交易中心、华泰研究

电网侧独立储能的商业模式不以现货市场为前提。河北（现货未正式运行，冀北/河北 2025年新增装机居全国前列）、宁夏、青海等现货未正式运行省份均有大规模独立储能并网投运。其价差确定方式分两类：1）无现货省份：收益锚定分时电价体系，执行“低谷充电、高峰或平段放电”。实际可捕获价差介于分时高峰低谷价差（上限，放电全部落在高峰时段）与分时平时低谷价差（下限，放电落在平段）之间，具体落点取决于调度调用的时段分布。2）有现货省份：价差由市场出清决定，且从目录电价/分时电价转入现货的省份往往经历价差“祛魅”——现货价差系统性低于分时峰谷口径，广东是最典型案例（2025 年分时口径虚高 0.2-0.4 元/kWh）；仅甘肃、山西、辽宁等少数省份因分时电价政策严重滞后出现“现货高于分时”的倒挂。

充放电次数与利用率：比价差更稀缺的变量

分省看，独立储能利用小时≥1,500 h 的省份共 9 个，包括内蒙古、青海、浙江、甘肃、山西、河北、云南、江苏、新疆；等效充放电次数前五为山西、江苏、云南、浙江、广东，利用率指数前五为贵州、广东、青海、江苏、云南（中电联，2026-03）；充放电次数榜前列主要是现货先行省与负荷省，而装机榜前列的蒙、新并未进入次数榜前列，规模与效率的背离，也是省际 IRR分化的核心因素之一。

图表25：装机规模≠运行效率

资料来源：中电联、华泰研究

容量/电量补偿：顶峰能力促进长时化趋势

从“电量激励”走向“容量保底”，但保底本身也在被重新定价。114 号文（发改价格〔2026〕114 号，2026-01-30）首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入容量电价机制，但省级落地的进度、标准、折算基准与考核条款高度分化。各省按落地状态可分为三类：1）正式落地，包括吉林、甘肃、青海等 8个省区已明确标准并进入结算，但折算基准从 4h 到 10h不等，实际保底厚度存在差异；2）征求意见稿或细则缺失，辽宁 3 0 元/ 年可靠容量补偿为全国最高，宁夏、河南、黑龙江、山西等省区的储能折算细则尚未出台；3）市场化或电量补偿型，山东储能按“月度市场化可用容量占比”分配，内蒙古执行放电量补偿，2025/2026 年投产项目为 0.35/0.28 元/kWh（补偿期 10 年），江苏执行顶峰放电补贴 0.3元/kWh延期至 2027 年 1月（入现货后不再享受）。

图表26：分省容量/电量补偿机制对照 <table><tr><td></td><td>电价基准</td><td>时长基准</td><td>储能时长</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>省份\时长</td><td>元/KW·年</td><td>h</td><td>2h</td><td>4h</td><td>6h</td><td>8h</td><td>10h</td></tr><tr><td>辽宁</td><td>370</td><td>*8</td><td>93</td><td>185</td><td>278</td><td>370</td><td>370</td></tr><tr><td>吉林</td><td>330</td><td>8</td><td>83</td><td>165</td><td>248</td><td>330</td><td>330</td></tr><tr><td>甘肃</td><td>330</td><td>6</td><td>110</td><td>220</td><td>330</td><td>330</td><td>330</td></tr><tr><td>青海</td><td>185</td><td>8</td><td>46</td><td>93</td><td>139</td><td>185</td><td>185</td></tr><tr><td>新疆</td><td>165</td><td>6</td><td>55</td><td>110</td><td>165</td><td>165</td><td>165</td></tr><tr><td>陕西</td><td>165</td><td>6</td><td>55</td><td>110</td><td>165</td><td>165</td><td>165</td></tr><tr><td>湖北</td><td>165</td><td>10</td><td>33</td><td>66</td><td>99</td><td>132</td><td>165</td></tr><tr><td>河北</td><td>100</td><td>4</td><td>50</td><td>100</td><td>100</td><td>100</td><td>100</td></tr></table>

注：辽宁拟 2027-01-01 执行、时长基准为近 3 年最大净负荷高峰持续时长（未披露、此处假设为 8h）；资料来源：各省发改委、华泰研究

辅助服务：从“固定补偿”向“市场竞价”切换

辅助服务是储能收益结构中最市场化的部分，调峰、调频、爬坡、备用、黑启动五类品种的补偿逻辑、价格形成与现货耦合方式各不相同，且正在经历从“固定补偿”向“市场竞价”的系统性切换。计价方式：调峰补偿按电量（元/kWh）、调频按调节里程（元/MW）、调峰容量市场按容量（元/MW·日）、黑启动多为元/次或元/MW·次。114 号文中补偿标准明确“以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础”，定价逻辑本身即承认容量补偿与市场收益并存，排他仅限“对获得其他保障的容量不重复补偿”以及容量电价与可靠容量补偿衔接替代、二选一。储能企业、虚拟电厂经营主体地位法定化，调频、备用、爬坡与现货可独立出清、具备条件时推动联合出清，区域调峰、区域备用应及时转为电能量交易，现货连续运行地区调频、备用费用向用户侧疏导。196 号文（发改价格〔2024〕196 号）锚定调峰价格上限，调峰补偿原则上不高于当地平价新能源上网电价。

图表27：分省辅助服务补偿要点 <table><tr><td>区域</td><td>调峰</td><td>调频</td><td>黑启动 / 爬坡与备用</td></tr><tr><td>蒙西</td><td>现货替代，固定补偿实质退出</td><td>报价2-18元/MW、出清上限15；容量60元/MW+备用市场已建未运行；黑启动无公开标准里程双重补偿</td><td></td></tr><tr><td>新疆</td><td>现货试运行期间调峰市场暂不运行</td><td>上限15元/MW；获容量电费主体原则上应当申报</td><td></td></tr><tr><td>甘肃</td><td>调峰容量市场300元/MW·日（与现货融合出清）</td><td>上限 15元/MW；与现货独立出清</td><td></td></tr><tr><td>宁夏</td><td>固定补偿已退出</td><td>5-15元/MW，SOC 门槛、储能总中标≤需求 50%</td><td></td></tr><tr><td>青海</td><td>现货替代，固定补偿实质退出</td><td></td><td></td></tr><tr><td>陕西</td><td></td><td>上限 15 元/MW</td><td></td></tr><tr><td>山东</td><td>0.15元/kWh（常规）/0.40（特殊）</td><td>0.1-12元/MW，与现货联合出清</td><td>黑启动试验30万元/次、实际调用1,000万元/次；爬坡上限 1,500 元/MWh</td></tr><tr><td>山西</td><td>无固定补偿（现货+调频双轮）</td><td>一次调频 6元/MW 固定单价；二次 5-15 元/MW分 5 时段、储能中标≤55%</td><td></td></tr><tr><td>广东</td><td>充电补偿 0.792→0.453 元/kWh（-42.8%）</td><td>申报3.5-15元/MW，边际替代率系数；与现货时段二选一</td><td>黑启动细则鼓励、专项标准未公开</td></tr><tr><td>广西</td><td>0.396→0.4207元/kWh（南方唯一上调）</td><td>南方区域统一规则</td><td>同南方区域</td></tr><tr><td>云南</td><td>0.5952→0.3358 元/kWh</td><td>南方区域统一规则</td><td>黑启动市场化交易规则(2022)</td></tr><tr><td>贵州</td><td>0.6624→0.3515 元/kWh（-47%，降幅最大）</td><td>南方区域统一规则</td><td></td></tr><tr><td>海南</td><td>0.648→0.4298 元/kWh</td><td>南方区域统一规则</td><td></td></tr><tr><td>湖南</td><td>现货试运行期间暂停</td><td>4-15元/MW，储能中标≤40%；按日二选一</td><td>黑启动成功 100 万元/台；爬坡 15 元/MW</td></tr><tr><td>河南</td><td>0.2 元/kWh（上限 200 元/MWh）</td><td>0-15元/MW，容量预留模式可同日参与现货</td><td></td></tr><tr><td>四川</td><td>充电补偿 350 元/MWh；配建 40 元/MWh</td><td>申报上限 5 元/MW</td><td>黑启动成功 100万元/台；爬坡40元/MW；备用上限126.8 元/MWh</td></tr><tr><td>福建</td><td>最高10万元/台次（深调补偿已取消）</td><td>一次调频 600 元/MWh；低频调节 800 元/MWh</td><td>黑启动动作 2,000 元/MW·次；备用 10元/MWh(现货主体 50）；爬坡 120 元/MW·天</td></tr><tr><td>江苏</td><td>迎峰期调用≥160次或放电≥320h，放电按0.391元 /kWh</td><td></td><td>顶峰补贴 0.3 元/kWh(延至 2027-01，与现货二选一)</td></tr><tr><td>浙江</td><td>现货连续运行后退出</td><td>二次调频上限 60 元/MWh</td><td></td></tr><tr><td>安徽</td><td>现货运行后调峰市场不再运行</td><td>调频市场尚未开放</td><td></td></tr><tr><td>西藏</td><td>困难时段储存电量按比例补偿</td><td>有偿一次调频按贡献电量补偿</td><td></td></tr></table>

资料来源：各省发改委文件、华泰研究

价差与容量电价变化的共同作用下，区域储能增长前景分化

补偿托底+造价优势，收益稳定性最高。蒙西、蒙东放电量补偿 0.28 元/kWh、补偿期 10年，2026 年 2 月已公示兑付 42 个项目，长期现金流托底；EPC 造价 0.665 元/Wh为全国最低，大容量共享储能的规模效应筑成成本护城河；尽管价差分别收窄 0.117、0.103 元/kWh、电量补偿退坡 20%，2026YTD 全投资 IRR 仍有 8.0%/6.7%、居全国前二。收益结构对利用率与补偿政策高度敏感——充放电次数敏感度±3.5\~3.8pct、容量/电量补偿敏感度±1.8\~1.9pct 均为全国最高；主要风险在 2027 年新项目补偿规则未定，存量项目的收益稳定性优于增量项目。

图表28：蒙西储能 IRR敏感性分析 <table><tr><td>全投资 IRR</td><td>补偿Δ（元/KWh）</td><td>-20%</td><td>0</td><td>20%</td></tr><tr><td>价差 Δ(元/KWh)</td><td></td><td>0.224</td><td>0.28</td><td>0.336</td></tr><tr><td>0.05</td><td>0.317</td><td>8.2%</td><td>10.0%</td><td>11.8%</td></tr><tr><td>0</td><td>0.267</td><td>6.2%</td><td>8.0%</td><td>9.8%</td></tr><tr><td>-0.05</td><td>0.217</td><td>4.0%</td><td>5.8%</td><td>7.7%</td></tr></table>