【新能源】独立储能投资大热之下 - 已有项目出现亏损

　　作为广东某大型 储能 设备制造公司的相关责任人，伍德生现在手头有十几个独立 储能 项目资源，相关手续都已办妥。但他在对接资方时，发现后者的积极性其实不高。他们感兴趣的，仅有位于资源天赋和政策支持较好地区的一两个项目。

　　刘先生原本从事与 储能 无关的融资业务，他向记者声称，今年以来，公司已将全部精力投入独立 储能 领域。然而，他在河南持续跟进数月的一个总投资1.4亿元的独立 储能 项目，最终因资方根据地方政策研判投资回报率难以达标而搁浅。“这个行业也不好干。”

　　上述二人的故事都与今年能源行业里最热门的独立 储能 有关，但他们的遭遇也反映了这一热点背后值得冷静思考之处。

　　多名受访者向第壹财经记者表示，当前对于独立 储能 项目的投资，他们持谨慎乐观态度。有受访者介绍，由于看不到稳定的收益预期，有的项目在推进进程中被迫中止。

　　先“圈地”，能否落地先不管

　　独立 储能 区别于 新能源 配储项目，其核心特征在于独立主体身份：可直接与电力调度机构签订并网调度协议，并网位置不受限制。 新能源 配储项目需依托 新能源 场站存在，并网主体仍为 新能源 发电项目；独立 储能 则以独立主体并网，直接接受电网调用，部分地区还要求其具备独立法人资格。

　　2025年2月，国家发改委、国家能源局出台的《关于深化 新能源 上网电价市场化改革，增进 新能源 高质量发展的公告》（下称“136号文”）成为行业的重要转折点。文件明确“不得将配置 储能 作为新建 新能源 项目核准、并网的前置条件”，标志着 新能源 电站“强制配储”的终结。自此，独立 储能 正式迈入市场化竞争阶段，产业布局由政策强制驱动转向实际需求主导的市场化模式。

　　目前，全国部分地区已发布相应政策，试点探索独立 储能 运行机制。以全国独立 储能 投资最火热的区域之一内蒙古为例，根据当地年初发布的《支持新型 储能 发展的若干政策（2022—2025）》，并入 内蒙古自治区 能源局年度建设清单的独立 储能 电站，享受每度放电0.35元的容量补助政策，且执行期长达十年。

　　业内按此计算，内蒙古的独立 储能 电站的内部收益率（IRR）能达到10%以上。

　　受政策波动，独立 储能 项目的备案数量一日千里。以广东为例，12月7日，第壹财经记者在 广东省 投资项目在线审批监管平台输入“独立 储能 ”关键词后发现，自2025年以来，该平台上备案且通过审核的独立 储能 项目数量为178个，是2024年全年47个的3.8倍。再往前看，2023年此类项目数量为29个，2022年为14个，2021年仅有1个。

　　受访者将此现象形容为“ 储能 领域的‘跑马圈地’”。当前优质 储能 资源（如并网接入点、土地指标等）具有稀缺性，企业通过提前备案锁定资源，至于项目后续是否落地建设“先不管”。

　　根据国家发改委、国家能源局8月发布的《新型 储能 规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》，到2027年，全国新型 储能 装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元人民币。许多投资者因此坚信，在这三年内，敢于吃螃蟹的人，一定“能吃到肉”。

　　伍德生在接受第壹财经采访时表示，随着政策松绑，独立 储能 作为“电力系统调理器”的核心价值被充分激活，为市场投资独立 储能 营造了更清晰、更有利的政策环境。该公司此前已布局多个独立 储能 项目。

　　伍德生从电芯的紧缺态势中，切实感受到“今年的独立 储能 非常火”。他介绍，公司当前的电芯库存明显告急，但现在要临时下单订货，交货期基本要排到几个月后了。一家新型 储能 电芯厂家相关工作责任人也向记者表示，目前市场上电芯供应的确是“很紧张”，公司的生产线始终在满负荷运行。

　　需冷静：已经有项目亏损

　　“强制配储”时期，独立 储能 的主要盈利模式为容量租赁。具体而言， 新能源 发电企业与独立 储能 运营商自主签订租赁合同，通过租赁 储能 电站部分容量满足自身配储要求，后者的 利润则高度依赖前者支付的年度容量租赁费用。

　　136号文的下发，打破了以容量租赁为主的商业模式。目前，独立 储能 已形成多元盈利体系，主要涵盖容量租赁、容量补偿、电力辅助服务（参与电网的调峰、调频）、电能量交易（亦称“电力现货交易”）等四种模式。这为独立 储能 电站提供了更稳定、透明的 利润模式。

　　 储能 领跑者联盟（EESA）理事长杜笑天向第壹财经记者介绍，当前，各地在政策支援力度与市场化规则方面显现出鲜明不同。“其实不是所有独立 储能 电站都能同时获得四种商业盈利模式的 利润。”他介绍，独立 储能 电站的最终盈利，高度决定于电站在具体省份的政策和市场环境下，整合运营多种收益渠道的能力。

　　杜笑天举例，内蒙古出台的容量补偿标准今年是0.35元/千瓦时，但到明年下降到0.28元/千瓦时，这意味着政策未来具体执行力度的不确定性，直接增加了投资回报的波动风险。

　　而外来电力占相当高的广东，对独立 储能 的切实需求相对有限，且需求主要聚焦在调频和调峰方面，其中调频需求已趋于饱和，而调峰需求亦有限。另外，广东现货市场电价波动幅度较小，独立 储能 电站通过现货套利实现盈利的难度大。

　　“广东独立 储能 电站的主要收益来源于调频服务。一旦电网未调度到你的电，那电站就白干了。”广东一家从事新型 储能 投资业务的企业高管李刚向第壹财经介绍，最近听闻当地政策或许生变，公司已于上月叫停了一个装机规模达300万千瓦、总投资超2亿元的独立 储能 项目。

　　记者在 广东省 投资项目在线审批监管平台查询发现，今年以来，已经有多个独立 储能 项目通过备案后又取消或作废。

　　记者从多方获悉，目前，广东地区已经有独立 储能 电站出现运营亏损。这等现象在广西、湖南等地同样出现。

　　136号文出台前， 新能源 “强制配储”政策下，容量租赁费约占 储能 电站收益五成。取消“强制配储”后，新建 新能源 项目无需租赁 储能 ，独立 储能 项目容量租赁收入预期将锐减。另外，目前多数省份未发布136号文配套细则，投资者因此普遍持观望态度。

　　“当前独立 储能 盈利模式尚不清晰。”某国内新型 储能 公司高管陈俊凯表示，即便有些省区已出台较为明确的容量补助政策，但仅靠容量补偿收益无法覆盖电站投资成本，还需通过电力现货交易等途径获取更多收益。

　　但参与电力现货交易其实不是易事。陈俊凯以西北地区为例指出，西北地区普遍面临电力消纳难题，且缺乏充分的用电消费端。“在这种情景下，你要把电卖给谁？”

　　（文中陈俊凯、伍德生、李刚均为化名）