人潮涌动的独立储能，谁赚走了“第一桶金”？ - 九游体育账户帮助

2026年，内蒙古自治区能源局的官方网站成为全国储能行业最为瞩目的焦点。

从3月到8月，该局连续发布了三批独立储能项目清单：第一批涉及31个项目，总规模815万千瓦；第二批22个项目，规模555万千瓦；第三批27个项目，规模730万千瓦。三批累计共80个项目，拟建规模已超越内蒙古现有的累计装机容量，项目密度在全国范围内极为罕见。

（图源：内蒙古自治区能源局）

获得清单席位的主体包括央企、地方国企，以及原本从事电缆、电气设备制造的企业。统计显示，仅在2025年一年内，由央国企新设立或参股的储能企业数量超过390家，累计注册资本突破500亿元——国家电网成立了54家储能子公司，国家能源集团44家，中广核41家，华能37家，华电36家。

更值得关注的是，以往销售设备的企业也开始自主建设电站。

阿特斯将甘肃酒泉一座200MW/800MWh的电站打造成全国首单储能REITs，并在上交所挂牌，发行规模4.51亿元；科力远在山东、河北、河南储备的独立储能项目超过10GWh；林洋能源为其2026年设定的目标是开发不少于10GWh；赣锋锂电孵化的易储数智已布局28个电网侧储能电站，累计装机容量17.42GWh。

设备商转型成为业主，其逻辑并不复杂：销售一套系统，赚取的是一次性交付的收益，且在价格竞争中利润日益微薄；将电站保留在自己手中，才有机会将一次性的设备收入转化为未来十多年的持续现金流。

正是这批从制造领域跨界而来的参与者，将民营企业推向了招标市场最活跃的前沿——2026年1月至7月，民企在招标容量中占比43.47%，央企占比39.13%，国企占比17.40%。

人潮涌动。但这项业务，真的能轻松盈利吗？

01、身份差异，命运迥异

要解答这个问题，首先需要将其与其他两种储能形式区分开来。

电网面临一个固有的难题：正午光照最强时，光伏电站全力发电，电力过剩，价格暴跌，部分地区甚至出现“负电价”——发电越多亏损越大；然而到了傍晚，太阳落山、居民用电高峰来临，电力供应不足，价格飙升。

储能的作用，就是将正午时段廉价甚至免费的电能储存起来，待傍晚电价高昂时释放。

但同样是储能，身份不同，其命运也截然不同。

第一类是新能源配储。 自2017年起，多地要求新建新能源发电项目必须配套储能设施，即“新能源+新型储能”模式，业内俗称新能源配储。某新能源公司高管在接受第一财经记者采访时曾表示：“我们在西北的一个光伏项目，按照当地要求配置了储能电站，但我们的目的仅仅是为了顺利实现并网发电。”因此，这类储能设施长期利用率低下，许多建成后便处于闲置状态。

第二类是工商业储能。 由企业自行安装，通过节省自身的峰谷电费来获利。然而，工商业储能所依赖的峰谷价差正被系统性压缩。2025年浙江新版分时电价实施后，平均峰谷价差从0.83元/kWh缩小至0.50元，同一套1MW/2MWh系统的投资回收期，直接从5年左右延长至9年以上。

第三类便是独立储能。 这类储能拥有独立法人资格、独立并网点及独立电表，可直接与电网签订调度协议，并在电力交易中心注册、报量报价。2026年1月至7月，全国储能采招规模中，独立储能占比达64.02%，规模为216.51GWh，将光伏配储、风电配储和用户侧储能远远甩在身后。

简而言之，独立储能就是为电网建设的一个巨型充电宝，且这个充电宝自主经营、自负盈亏。在评估其盈利能力之前，必须先算清建设这样一个巨型充电宝需要预先投入多少资金。毕竟，多重收益的投资，从来都不便宜。

02、两亿投资，一票难求

根据公开资料计算，建设一个能储存1000度电的储能电站，仅设备和施工费用大约需要100万元。

行业通常按“每度电的储存能力”来计算造价。中关村储能产业技术联盟（CNESA）的数据显示，市场上最常见的规格是“100MW/200MWh”——功率10万千瓦，可储存20万度电。按上述价格计算，设备和施工费用约为2亿元。

但这只是起步价，并非全部。 实际建设一个电站，还需额外投入：土地费用、接入电网的线路和升压站、消防系统、保险、能量管理系统、建设期利息、运维团队等……实际支出往往远高于此数。

（来源：新华社）

以阿特斯甘肃酒泉那座200MW/800MWh的独立储能电站为例，一期总投资约10亿元，除储能系统本身外，还包括54套储能子系统和一座330kV升压站。按800MWh计算，单位投资约1250元/kWh，明显高于中标均价——差额正是那些“隐性”成本。

好消息是，近年来成本持续下降。2026年7月，2小时磷酸铁锂储能系统的最低中标价已降至0.5298元/Wh，折算约530元/kWh，比两年前便宜了近一半。

技术也在不断迭代。2026年上半年，4小时及以上长时储能的容量占比已达到43.9%，较往年显著提升；587Ah超大容量电芯、构网型储能、半固态电池等新技术开始批量应用。

但降价是一把双刃剑。

你建得便宜，别人也建得便宜。设备成本下降会降低整个行业的进入门槛，导致电站数量激增——而电站越多，电价差就越薄。这一点后文将详细阐述。

第二项需要支出的成本，是“隐性的资格成本”。并非有钱就能建设。在内蒙古，项目必须列入自治区的建设清单；在甘肃，容量补偿要求项目能被认定为“可靠容量”。

这些门槛意味着：获得指标，比筹集资金更为困难。 然而，恰恰是这样一项昂贵且难以进入的业务，依然吸引着大量参与者涌入。主要原因在于，它能同时产生多种收益。

03、一套设备，四笔收入

用行业术语来说，这叫“一套容量、多重收益”。投入两亿元，购买的不仅是一套巨型充电宝，而是四种差异化的收入来源。

第1笔收入是容量电价，可视为底薪， 这是2026年最重要的制度变革。国家发展改革委、国家能源局发布了发改价格〔2026〕114号文，首次在国家层面明确：对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能，各地可给予容量电价。

这意味着，无论当天是否放电，只要电站随时待命、在需要时能够发挥作用，就能获得一份保底收入。折算规则为“满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长”，上限为1，并实行清单管理。

据不完全统计，截至2026年10月，已落地容量电价或容量补偿的省和自治区主要包括甘肃、宁夏、内蒙古等。

第2笔收入则是低买高卖赚取差价。 以江苏省为例，非迎峰期，放电上网按燃煤基准价0.391元/度结算，充电按60%即0.2346元/度结算，每度电可稳定获利0.1564元。

第3笔收入是协助电网应急的劳务费。 电网频率不稳定时，需要有人能在秒级响应。储能反应迅速，天生适合承担这类任务，包括调频、调峰、备用、爬坡等。但各省价格差异巨大：调峰从山东的0.15元/度到宁夏的0.8元/度不等；调频按调节里程计算，从0.1元到15元/MW不等。

第4笔收入是通过出租容量来充当“包租公”。 风电、光伏企业若不想自建储能，便可租赁你的容量。多数省份的价格在250—350元/kW·年之间，甘肃约为442.63元，河北指导价为200—400元。

（截图来自中电联《电化学储能行业发展报告2026》）

中电联《电化学储能行业发展报告2026》发布的数据显示，江苏一个100MW/200MWh的独立储能电站，2025年全年总收入约2725万元：赚取差价1290万元 + 出租容量730万元 + 顶峰补贴705万元。这三笔收入几乎各占三分之一，是一个较为健康的结构。

看到这里，你可能会认为：一项有底薪（容量电价）、有浮动提成（低买高卖）、有加班费（辅助服务）、有租金（出租容量）的业务，无论如何都不会亏损。 但事实上，换一个省份，价差可能缩小一半；政策退坡一步，底薪可能被削减；如果现货市场未能启动，连“低买高卖”的场所都不存在。因此，在实际市场环境中，只有极少数电站业主实现了盈利，大多数仍在验证阶段。

04、优等生存在，但数量有限

翻阅各地电站的业绩报告，它们在不同省份依靠不同的收入组合，交出了各自的答卷。

内蒙古蒙西被公认为“淘金地”。磴口项目于2025年底并网，按每天1.4次循环、综合效率88.5%、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。证券时报的报道指出：“在当前政策环境下，独立储能电站的收益率可以超过10%，运行良好的项目综合收益率超过20%。”

（图源：中国日报网）

山东德州陵城凤仪300MW/1200MWh独立储能站，2026年4月容量电费占总收入的52%、现货套利占33%、AGC调频占15%，单月净收益约362万元，综合IRR达到9%—10%。

河北深州100MW/400MWh项目，现货套利约3500万元/年 + 容量补偿约1000万元/年 + 辅助服务400万—600万元/年，全投资收益率达到7%。

甘肃张掖4.8亿元的电站，在不计算容量补偿的情况下，总收益为5544万元，扣除成本后净利润为3232万元；加上容量补偿后，收益可达6532万元，成本回收期约8年。

但这只是优等生的成绩单，并非平均分。

星辰新能董事长柳娜在2026高工储能产业峰会上表示：“独立储能的项目备案很多，但项目落地的比例其实不高，只有30%—40%。”更关键的是，“全国28个现货连续运行省区中，只有少数几个省份的储能项目能实现8%的正常内部收益率，大量独立储能电站实际收益率只有3%—4%，甚至过半项目都处于亏损状态。”

上市公司的财报也印证了这一点。立新能源皮山县20万千瓦/80万千瓦时构网型二期独立储能项目，累计投入约3.61亿元、进度100%，而“累计实现的收益”仅为87.17万元。太阳能（000591）披露独立储能运营规模为250MW/500MWh，而在手备案高达4470MW/12902MWh——备案量是实际建成量的近18倍。

获得指标的人很多，真正掏钱建设的人少得多；在建设者中，真正实现收益的又是少数。国家能源集团旗下的长源电力将独立共享储能的资本金IRR门槛设定为6.5%。而远景储能总裁田庆军所说的“大多数经济性分析都是基于假设”，恰恰点破了问题所在。

实际上，独立储能这项业务，台面上站着三种角色：制造充电宝的、利用充电宝赚钱的，以及为充电宝寻找下家的。 这三种角色承担的风险截然不同：持有电站的，需要苦等十几年才能逐步回本；制造设备的，货物交付后即可收款；从事金融的，赚取的是通道费。

因此，在电站收益真正兑现之前，谁已经率先拿到了钱？答案毋庸置疑，是卖设备的人。

海博思创2026年上半年营业收入为62.97亿元，同比增长39.23%；归母净利润为6.32亿元，同比增长100.16%；毛利率为21.47%，同比提升3.93个百分点。储能系统收入为62.40亿元，占总营收的99%以上。

阳光电源2026年上半年储能系统收入为154.56亿元，占比首次达到50%，超过逆变器成为第一大收入来源；储能发货量为25GWh，同比增长28%。

但需留意两个细节：阳光电源储能毛利率为32.43%，同比下降7.49个百分点；海博思创经营活动现金流净额为 -12.11亿元，存货从年初的21.75亿元猛增至60.01亿元。

尽管设备商在账面上实现了盈利，但大量资金沉淀在存货和应收账款中，毛利率还在被价格战逐步侵蚀。这也正是他们急于下场成为业主的根本原因——卖设备赚的是辛苦钱，且利润越来越薄。

此外，还有另一群人成功获利。阿特斯甘肃酒泉那座电站，于2024年12月建成投运，并网仅半年后，于2026年6月被打造为全国首单独立储能机构间REIT，在上交所挂牌，发行规模4.51亿元、期限约50年，吸引了11家机构认购。

对阿特斯而言，这是将10亿元重资产提前变现、实现“开发—建设—证券化—再投资”闭环的关键一步。第二单，易储数智6.75亿元项目已获深交所受理。

因此，完整的答案是：第一桶金被三类人拿走了——卖设备的、在蒙西和山东等少数优质区域成功运营的，以及帮助他人实现资产证券化退出的。而绝大多数电站业主，仍在等待第一桶金。若您想了解更多关于储能项目的信息，欢迎访问九游体育帮助中心。

05、结语

人潮之所以涌入，是因为成本在下降、制度在完善——但要让绝大多数电站真正实现盈利，还需等待三件事。第一，等待电力现货市场真正运作起来，价差被拉得足够大。第二，等待容量电价从各省各自试点的地方政策，转变为长期稳定、可预期的机制。第三，等待运营电站本身成为一门专业化的技能。因此，独立储能真正的重大机遇，并非当前的装机热潮，而是电价市场化、容量机制稳定、运营专业化这三件事同时到位。到那时，独立储能才算从政策红利转变为一项真正依靠市场本身盈利的业务。

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本文来自微信公众号 “深眸财经”（ID：chutou0325），作者：丹然，36氪经授权发布。