独立储能投资大热之下：已有项目出现亏损

来源：第一财经

“当前独立储能盈利模式尚不清晰。”

作为广东某大型储能设备制造公司的相关负责人，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，发现后者的积极性并不高。他们感兴趣的，仅有位于资源禀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。

多名受访者向第一财经记者表示，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，由于看不到稳定的盈利预期，有的项目在推进过程中被迫中止。

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，促进新能源高质量发展的通知》（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）》，纳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元的容量补偿政策，且执行期长达10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。

受政策影响，独立储能项目的备案数量突飞猛进。以广东为例，12月7日，第一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。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”。

伍德生在接受第一财经采访时表示，随着政策松绑，独立储能作为“电力系统调节器”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负责人也向记者表示，目前市场上电芯供应确实是“很紧张”，公司的生产线一直在满负荷运行。

需冷静：已有项目亏损

“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，后者的收益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、透明的收益模式。

储能领跑者联盟（EESA）理事长杜笑天向第一财经记者介绍，当前，各地在政策支持力度与市场化规则方面呈现出鲜明差异。“并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收益。”他介绍，独立储能电站的最终盈利，高度取决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。

而外来电力占比较高的广东，对独立储能的需求相对有限，且需求主要集中在调频和调峰方面，其中调频需求已趋于饱和，而调峰需求亦有限。此外，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一财经介绍，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，已有多个独立储能项目通过备案后又撤回或作废。

记者从多方获悉，目前，广东地区已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。此外，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偿政策，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并非易事。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，且缺乏足够的用电消费端。“在这种情况下，你要把电卖给谁？”

（文中陈俊凯、伍德生、李刚均为化名）