7亿开建“超级充电宝”：陕北储能风口将至？

新一轮储能“盛宴”正在到来。

3月中旬，浙江籍上市公司天宏锂电（920252）公告称，旗下子公司将在黄陵县投建200MW/600MWh独立储能项目，投资金额达到7.18亿，成为该公司上市以来最大单笔投资。

1132公里之隔，天宏锂电为什么盯上陕北呢？

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7.18亿：四大创收路径

先来看看项目的具体信息。

该项目落地于黄陵县黄陵高新技术产业开发区，拟占地面积约50.67亩，建设最大功率200MW、容量600MWh的独立储能电站。具象化来看，这一规模在业内属于中型偏上的储能电站，可满足约十万户家庭一天的用电需求。

在储能电站批量下场的当下，我们更关注的是天宏锂电是如何赚钱的？参考已建成的独立储能电站，大致有以下途径：

一是最直接的收入途径，赚电力“差价”。

储能电站可以通过在低价时充电，用电高峰期高价放电的形式，赚取电力中间差价。以华能山东莱芜100MW/200MWh储能电站为例，该电站能够做到深谷电价低至0.04元/kWh，尖峰时段达0.8元 /kWh收益，日均充放电2次，年收入可达1.38 亿。

二是容量电价机制下，企业享受的“保底收益”。

该机制在国家发改委今年1月30日发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》中得到最新确认。核心是以当地煤电的容量电价为基准，按储能电站的放电时长进行折算，给独立储能提供一笔按年计算的“保底收入”。

尽管陕西目前没有确认具体价格，但甘肃、宁夏等省（区）已经出台政策，以甘肃每年每千瓦330元标准为参考，该项目保底收益大致能够达到3300万/年。

三是参与电网调峰，获取补偿收益。

该机制下，储能项目在电网负荷低谷时多用电（填谷）、在高峰时减少用电（削峰），可以获取经济补偿，长三角地区的标准是，直接提供深度调峰服务可获得0.16元/kWh的补偿。

四是对外出租电站的容量，获取租赁收益。

电力容量的租赁主体有很多，例如工业园区或工厂等用电大户，通过租赁储能来降低变压器扩容成本、参与需求响应或作为备用电源；电网公司也会租赁储能容量，用于调峰以及应急备用；此外还包括传统发电厂、虚拟电厂等主体。

就此来看，储能市场似乎不缺买家，那具体收益如何？

以相似规模的储能电站为参照，2025年志丹县建设的同体量项目，建成后预计年营业收入1.4亿元，创利税2638万元，整体项目回收期大致在8—9年，收益率（IRR）在8%左右。

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最大单笔：重注黄陵

虽说锂电池业务是天宏锂电核心，但对于独立储能电站来说，公司却是个“新手”。

此前其更多在电池模组（电动车、无人机等）、工商业储能、家庭储能等领域发力，正式进入独立储能业务则是在2025年7月，陕西成为率先布局区域。上市公司公告宣布与陕西中基方舟、北京国信雷音科技三个主体共同出资成立陕西易简天宏公司，全面进军独立储能电站业务，该公司也是本次在延安投资电站的主体。

合作开展独立储能电站业务，成为天宏锂电的主要打法。

金融棒棒糖统计发现，自去年7月以来，其已经在河北、陕西、江苏三省成立四家合资公司，共同特点是都有当地主体公司的参与。

我们推测，采取这一模式具有以下原因：一是独立储能电站建设投资规模较大，合资方式可缓解公司资金压力；二是当地公司的参与可借助其本土优势，加快项目落地。

天宏锂电的经营情况侧面印证这一猜测，2025年公司预计实现营业收入3.99亿元；归属于上市公司股东净利润仅为965.84万元；经营现金流层面2025年前三季度为-326.14万元，由正转负；资产负债率尚可，为46.19%。在我们看来，合资共进正是打破资金约束的务实选择。

值得注意的是，梳理天宏锂电历史对外投资，延安储能项目也成为近年来其投资总额最大的一笔。此前项目还需追溯至公司IPO募资时期，总金额仅1.31亿元，分别投向电池模组生产及研发中心，规模在千万级别。

对比来看，我们认为以延安项目为代表的独立储能业务，当属天宏锂电的一次重注，若能够顺利建成并形成稳定的收益，也将为其后续在河北、江苏等地的复制推广提供样本。

当然独立储能是一笔耐心生意，优势在于收益稳定且可预测。2025年12月，国家发展改革委正式将“储能设施”纳入基础设施公募REITs试点范围，后续天宏锂电是否会通过该方式提前回笼资金、实现良性循环，将会是重要看点。

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绿电消纳：多渠道发力

储能政策利好背后是新能源电力消纳的紧迫感。

从全国数据看，风电平均利用率为94.3%，同比下降1.9个百分点，仅8个省（直辖市）较此前上升。全国光伏发电利用率为94.8%，同比下降1.8个百分点。与此同时，全国仅有8个省（直辖市）较此前上升，其余省份均有不同程度下降，其中就包括陕西。

当前陕西情况是，2025年风电利用率为95.3%，较去年提高0.9个百分点；光伏利用率从94.5%降至91%，下降3.5个百分点。整体新能源利用率从2020年的97.24%降至2025年的93.15%，下降4.09个百分点。

数据表现走弱的一个重要原因在于陕西新能源装机量增速太快了。

金融棒棒糖统计的数据显示；2020年陕西新能源装总装机容量为1883万千瓦时，2025年则达到6512万千瓦时，增幅达到245.83%。其中光电的装机容量更为突出，从2020年1091万千瓦时，增至4193万千瓦时，增幅达到284.32%，远高于风电的1819万千瓦时，这或许也是其在利用率上低于风电的原因。

具体到陕北（榆林、延安），虽然没有详细数据，但我们从零散的信息中可以一窥其新能源消纳现状。

在榆林方面，在去年5月省政协召开的对口协商会议中，国网陕西省电力公司提出：“目前陕西储能装机发展相对滞后，受制于系统调节能力，榆林新能源利用率已下降至90%左右。”这一数据为准比全省平均值还要低。

在延安方面，截至2025年底，延安全市累计并网新能源装机达到638万千瓦，2020年该数据仅为207万千瓦，5年时间内装机量翻了三倍，比陕西整体增幅还要大。

由此可见，陕北地区对新能源电力消纳的需求十分迫切。为此，陕西正通过多个渠道解决绿电消纳问题：

其一是外送电力。今年6月即将投运的“陕电入皖”工程就是其中之一，该项目规划中明确提及，每年输送超360亿千瓦时电能，其中50%以上来自陕北地区的风、光等可再生能源。此外，规划中的陕西至河南±800千伏特高压直流工程明确配套火电400万千瓦，新能源1100万千瓦。

其二发力储能。这是补齐短板的关键做法，2024年陕西印发《陕西省新型储能发展实施方案（2024—2025年）》，其中明确提及2025年争取新型储能总规模达到200万千瓦以上。在此基础上，陕西省2026年重点建设项目清单中还有5个储能项目同步推进，总规模超过970MW/3.68GWh。

可以预见的是，在全国新能源利用率持续低走，以及储能项目经济性持续改善等多重因素驱动下，陕北这个“风光大基地”或许将迎来一波储能产业的集中爆发。