市场洞察 | 首单储能持有型ABS获受理,储能资产价值与投资逻辑深度解析

据上交所信息显示，财通资管-阿特斯持有型不动产资产支持专项计划（碳中和）已受理，作为全市场首单储能项目持有型不动产ABS（机构间REITs），标志着储能项目首次进入REITs领域。

在“双碳”目标与新型电力系统建设背景下，储能需求已从政策驱动转向系统性调节缺口驱动。本报告旨在为机构投资者与产业资本提供完整决策分析框架，阐述储能行业发展的战略必要性、技术可持续性、商业可盈利性及投资可操作性。

? 行业基石：能源结构转型下的系统调节刚性

1、电力供需的逆向分布与能源结构转型

我国电力系统面临能源资源与负荷需求“逆向分布”的结构性矛盾：煤炭、风、光、水等资源主要集中在西部和北部，而70%以上的电力消费集中在东部和南部负荷中心。这一矛盾形成了以特高压交直流输电网为骨干、“西电东送、北电南供”的基本电网格局。在资源供给方面，我国 “富煤、缺油、少气”，油气对外依存度高。因此，推动多能互补、发展新能源，不仅是实现绿色转型的需要，更是保障能源安全、提升能源经济性的战略选择。

2、新能源并网带来的电网挑战

在“双碳”目标引导下，我国电源结构正经历颠覆性变革。截至2025年底，新能源风光装机规模已突破1800GW（国家能源局统计数据）；2035年末，预计达到3600GW；2050年，全球能源互联网合作组织预测，煤电占比预计将从当前的66.4%急剧削减至5.7%，风电与光伏将共同占据60.6%的绝对主导地位，成为新型电力系统的“双支柱”。

电能传输速度与光速相同，发、输、变、配、用电往往在同一瞬间完成，要求电力生产和电力负荷相匹配；但高比例新能源的电力生产和负荷都具有波动性和随机性，难以实时匹配，产生输出电能质量不稳定、利用率不高等问题，给电网带来了严峻挑战：

✅  稳定性下降：系统惯量和抗干扰能力降低，保障频率（50Hz±0.2Hz）和电压稳定的压力增加。

✅  消纳矛盾突出：新能源最大日功率波动可超过系统最大负荷的20%，传统调度方式难以应对。

3、能源革命的“稳定器”—电化学储能

电化学储能能够显著提高可再生能源消纳水平，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。电化学储能在快速频率响应、调频精度、双向灵活性等调频响应性能方面远好于传统电源/调节电源（如火电、水电、抽水蓄能）。“传统电源提供基础支撑 + 储能提供快速灵活调节”的互补模式是构建新型电力系统的重要环节。

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1、分类与技术路线对比

储能主要分为机械储能、电化学储能、电磁储能三类：

✅ 机械储能：抽水蓄能最为成熟，但选址依赖地理资源且建设周期长（6-9年）；压缩空气储能适合长时调峰。

✅  电化学储能（新型储能）：包括锂离子电池、钠离子电池、液流电池等。锂离子电池凭借能量密度高、响应快（毫秒级）、建设周期短（小于1年）的优势，已成为当前商业化主流，2024年新增新型储能占比高达89%。

✅  电磁储能：如超级电容，响应极快但容量小，多用于短时调频。

2、电化学储能电站构成与成本构成

典型的集中式电化学储能电站由电池组、逆变器（PCS）、变压器等组成。电芯指单个含有正、负极的电化学电芯。模组为多个电芯并联组合，加装保护电路和保护壳组成。模组、BMS和热管理系统组成电池包。

产业链最核心的环节是电池组和逆变器，电池组成本占比最高（60%），其次为储能逆变器（15%），BMS和EMS合计占比约15%。电池组成本是电化学储能系统的主要成本，是未来产业链技术迭代和降成本的主要环节。

电化学储能电站的构成

来源：瓦特工场整理

? 窗口期研判：装机高增与成本触底逻辑

1、政策驱动

“十四五”相关方案确立了储能的市场主体地位，提出2025年步入规模化发展阶段，2030年全面市场化。

2、装机规模再创新高

2024年我国新型储能装机规模爆发式增长，新增装机达4.24GW/10.1GWh。其中，内蒙古、新疆、甘肃三省以绝对优势占据主导地位。

3、建设成本“触底反弹”的投资信号

受技术迭代推动，2025年2h储能系统均价已降至553.94元/kWh，较2024年下降16.9%。但当前市场释放出明确信号：

✅ 成本传导：上游碳酸锂价格自2025年下半年起明显回升，成本压力正逐步传导至下游电芯。

✅ 供应紧张：由于项目经济性凸显，装机需求超预期，电芯平均交货周期已从30天延长至75天。

? 政策与收益机制：市场化盈利的闭环逻辑

1、核心市场机制：我国电力市场的“1+6”体系

我国正在构建全国统一电力市场，储能作为独立主体，主要在以下三大细分市场中寻找价值锚点：

✅ 电能量市场：作为系统的“平衡器”，反映电力的实时供需关系。储能通过日前的“报量报价”或“报量不报价”参与现货市场出清，捕捉实时的价格信号。

✅ 辅助服务市场：这是储能发挥其毫秒级响应优势的核心战场。包含调频、调峰、备用、黑启动等品种。它与现货市场互为补充，共同保障系统频率与电压的稳定。

✅ 容量补偿机制/容量市场：针对新型电力系统可靠装机容量充裕性的补偿。其核心意义在于建立容量成本回收机制，引导经营主体进行合理投资，保障系统的长期充裕。

2、收益机制：独立储能的“三大支柱”详解

独立储能（电网侧）的商业模式已逐步演变为由以下三种收益构成的多元矩阵：

✅  峰谷套利（电能量市场）

这是通过电能量市场实现的价格发现价值。

获利逻辑：利用日内电价差，在低谷（或新能源出力高峰）充电，在高峰（或电力紧缺）放电。

现状与趋势：全国已有29省现货市场覆盖独立储能。西北新能源高占比地区午间“谷电”显著，而山东等省份峰谷差巨大。但需警惕价差收窄风险，长期看价差会随用电习惯改变而逐年缩小。

✅ 辅助服务收益（辅助服务市场）

这是储能最具技术门槛的收入项。

调频（AGC）：目前辅助服务的核心收益源，普遍采用“调频容量补偿+调频里程补偿”模式。

关键指标（K值）：调频收益高度依赖设备的调节性能指标（K值），即响应时间、调节速度和调节精度的综合评分。K值越高，单次调节里程的补偿越高。

盈利侧重：火电占比高的省份（山西、山东）侧重调频；新能源富集区（甘肃、宁夏）则侧重调峰与爬坡辅助服务。

✅ 容量补偿/容量电价

136号文取消了新增风光项目的强制配储，使得传统的“容量租赁”面临压力，收益正逐渐转向市场化的容量补偿。

补偿标准：全国已有包括湖北、甘肃、内蒙、山东在内的9个省份先后公布了针对电网侧独立储能的容量补充政策，成熟省份（甘肃、宁夏）已落地“火储同补”机制。100MW/4h的项目，年补偿收益通常在400万至1300万元不等。

国内主要地区独立储能电站收益模式

来源：根据CNESA整理

? 风险提示及投资建议

✅ 风险提示：

（1）随着储能装机容量的暴增，后期可能会造成收益降低，主要为以下3点：

  i  调频收益降低。一旦储能的装机容量超出调频需求，调频次数有可能会下降，另外就是调频单价，难免会出现下调调频申报价格，以获取优先调频资格。

 ii  以甘肃省容量电费政策为例，容量供需系数每年调整1次，后期有可能根据储能和新能源的装机容量进行调整。目前的容量电费政策标准执行期限只有2年。

iii  电能量现货市场的价差也随着能源结构、用电端习惯改变，逐年收窄。

（2）储能的设备和建设质量，影响其调频收益和考核费用。（K值）

（3）电压等级的高低，影响其调用次数。电压等级越高，调用需求越大。

✅ 投资建议：

（1）投早投好，卡位稀缺节点：电网节点与接入资源不可复制且具有排他性。应优选330kV及以上枢纽变电站接入，电压等级越高，调频需求越大，调用次数越高，造血能力越强。

（2）注重全周期运营与K值：设备和建设质量直接影响调节性能指标（K值），高K值是获取高调频收益的基础。

（3）保守测算与保障措施：关注现货价差和调用次数长期的变动趋势，采用保守测算进行压力测试。利用业绩对赌、优先劣后、差额补足等金融结构设计管理收益风险。

? 结语

储能已成为确定性变革中的优质基础设施资产。深刻理解电力市场本质、具备专业交易运营能力的投资人，将捕获超额的阿尔法收益。