独立储能成新型储能增长主力 商业模式面临挑战有待完善

图为内蒙古泰垚鑫储储能电站。 刘灿邦/摄

证券时报记者 刘灿邦

今年上半年，国内新型储能新增装机21.81GW，同比下降18%；但同期独立储能新增投运装机15.1GW，装机占比69.3%，同比提升13.9个百分点，成为新型储能新增投运市场主要形态。

近日，证券时报记者走进位于巴彦淖尔市磴口县境内的内蒙古泰垚鑫储储能电站（下称“磴口项目”），发现独立储能项目的建设越来越成熟，并网速度被刷新。

当前，储能正从强制配储走向市场化运营，随着容量补偿机制落地，储能容量价值已经显现。目前，多地出台了容量电价补偿细则，但商业模式需进一步完善。业内判断，未来储能项目的价值更取决于市场交易能力、运行策略和全生命周期运维水平。

独立储能规模扩容

磴口项目电站容量500MW/2000MWh，被视作促进当地新能源消纳、增强电网稳定性和促进地方经济发展的重点工程。

奇点能源是磴口项目储能设备的核心供应商，磴口电站全站共配置400台组串式预制舱和100台汇流升压一体机，另新建一座220kV升压站和1回线路接入祥泰变电站。

奇点能源工程中心总经理王养军告诉记者，该项目是公司交付的首个GWh级项目，从建设到并网仅用时90天，刷新了GWh级储能电站的建设效率。而多数同规模项目完整交付周期需6—9个月。

王养军介绍，磴口项目快速交付并网得益于将传统现场作业大量前移至工厂，实现了“工程产品化”。每一台设备在出厂前就完成了完整的充放电实验和系统联调，现场只剩吊装、接线和简单的通信对点工作。

储能可大致分为电源侧、电网侧和用户侧三类，其中，电网侧主要为独立储能电站，磴口项目是电网侧储能的代表之一。该项目所在的蒙西地区是新能源重镇，存在弃风弃光现象，主要依靠跨省外送解决消纳，因此，蒙西地区对独立储能项目的需求格外迫切。

中关村储能产业技术联盟近日发布数据显示，今年上半年，国内新增投运新型储能装机21.81GW/58.60GWh，功率和规模同比分别下降18%和16%。同期，独立储能新增装机15.1GW，装机占比69.3%，占比提升13.9个百分点，成为新型储能新增投运市场主要形态。

事实上，磴口项目的建成并网也是内蒙古新型储能规模狂奔的缩影。

2026年，内蒙古连发三批独立储能建设清单：3月第一批31个项目共计815万千瓦，5月第二批22个项目共计555万千瓦，8月第三批27个项目共计730万千瓦——三批合计80个项目，拟建规模超过了现有累计装机，项目密度全国罕见。

收益率远超常规电站

独立储能狂奔，既有现实需要，也有政策支撑。以磴口项目所在的内蒙古为例，2025年初，内蒙古印发《关于加快新型储能建设的通知》，并制定了10年期放电补贴规则，补贴标准0.35元/kWh，按放电量计算，由发电机组分摊。其中，2025年放电补贴为0.35元/kWh，2026年为0.28元/kWh。

磴口项目于2025年年底并网投运。奇点能源提供的数据显示，并网运行半年多以来，磴口项目220kV并网点综合效率大于88.5%，而国内电网侧储能平均综合效率为82.21%，标杆值约为85%，磴口项目综合效率高于行业平均水平，处在行业前列。以每天1.4次循环、综合效率88.5%、充放电深度100%、年运行330天测算，全年预计可多获取放电补贴收益约6000万元。

“蒙西电网相对独立，市场化改革先行，补贴政策力度位居全国前列，属于全国前20%的优质政策区域。”西安奇点云碳科技有限公司副总经理王随涛介绍，目前磴口储能电站项目收益排名居区域第一梯队，在蒙西市场综合运营能力处在行业前10%。

记者了解到，在当前政策环境下，独立储能电站的收益率可以超过10%，运行好的项目综合收益率超过20%，远高于常规电站项目投资的保底收益率。这也导致了独立储能风口席卷多地，众多投资方纷纷入局。

例如，同样是新能源重要基地的青海在9月3日发布了2026年第一批电网侧独立新型储能项目竞配公告，本次招标共分5个标段，总规模2GW，储能时长不低于4小时，总容量不低于8GWh。竞配公告指出，青海在全国率先实现新能源装机和发电量“双主体”地位，同时，随着新能源发电装机规模不断扩大，电力系统调节能力不足问题日益凸显。

投资主体方面，中国节能旗下上市公司太阳能披露的数据显示，今年上半年获取独立储能备案项目18个，项目开发将严格落实区域择优策略，重点筛选政策确定性强、收益模型清晰的标的落地。

市场化转型仍存挑战

中国电建江西省电力设计院（下称“江西院”）专家告诉记者，对于电网侧储能项目而言，现货套利主要是指在电力现货连续运行的区域，以2h储能为例，部分省份现货市场形成的峰谷价差要大于0.4元/kWh，但获利前提是要具备电力现货交易能力，盈利水平取决于预测电价趋势的能力。

电网侧储能收益还来自辅助服务和容量补贴。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）明确电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制。目前，甘肃、吉林、陕西等多省份已出台容量电价补偿细则，但是不同地区补偿标准差异较大，容量时长折算对储能收益影响也较大，商业模式需进一步完善。

正如前述，就在规模狂奔的同时，内蒙古独立储能放电量补偿从0.35元/kWh降到0.28元/kWh，日内全容量调用被限制在1.5次。一位电力交易厂商人士向记者直言，独立储能的规模扩张与补贴退坡同时发生，这是对中国独立储能商业模式的第一次大考。

事实上，《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》（136号文）落地后，强制配储取消，容量租赁需求收缩，独立储能的收益越来越依赖“补偿+现货”两条腿。

以蒙西市场为例，上述电力交易厂商人士告诉记者，随着规则调整和更多火储联合体入场，储能的边际收益正被快速摊薄。同时，在现货市场中，储能作为新型市场主体，在充电时段不仅面临电费成本，还需分摊新能源的预测偏差费用，这大幅压缩了“低充高放”的套利空间。

正如王随涛所说，现货、调频、容量补偿三类收入随规则演进变化，长周期趋势难以线性外推，这使储能电站收入来源不确定；同时，同省不同节点价差差异显著，评估误差被直接放大为收益偏差。此外，独立储能项目运营过程中的设备在线率波动、运营水平分化等情况值得关注。

根据中关村储能产业技术联盟理事长陈海生的观察，今年上半年，部分地区现货峰谷价差收窄，而系统运行费用增加，储能充电成本进一步上升，导致收益被压缩。未来，储能项目的价值不仅取决于设备投资成本，更取决于市场交易能力、运行策略和全生命周期运维水平。

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