作為廣東某大型儲能設備制造公司的獨立大熱相關負責人，伍德生現在手頭有十幾個獨立儲能項目資源，儲能出現相關手續都已辦妥。投資云南配资平台但他在對接資方時，項目發現后者的虧損積極性并不高。他們感興趣的獨立大熱，僅有位于資源稟賦和政策支持較好地區的儲能出現一兩個項目。

劉先生原本從事與儲能無關的投資融資業務，他向記者聲稱，項目今年以來，虧損公司已將全部精力投入獨立儲能領域。獨立大熱然而，儲能出現他在河南持續跟進數月的投資一個總投資1.4億元的獨立儲能項目，最終因資方根據地方政策研判投資回報率難以達標而擱淺。項目“這個行業也不好干。虧損”

上述二人的故事都與今年能源行業里最熱門的獨立儲能有關，但他們的遭遇也反映了這一熱點背后值得冷靜思考之處。

多名受訪者向第一財經記者表示，云南配资平台當前對于獨立儲能項目的投資，他們持謹慎樂觀態度。有受訪者介紹，由于看不到穩定的盈利預期，有的項目在推進過程中被迫中止。

先“圈地”，能否落地先不管

獨立儲能區別于新能源配儲項目，其核心特征在于獨立主體身份：可直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，并網位置不受限制。新能源配儲項目需依托新能源場站存在，并網主體仍為新能源發電項目；獨立儲能則以獨立主體并網，直接接受電網調用，部分地區還要求其具備獨立法人資格。

2025年2月，國家發改委、國家能源局出臺的《關于深化新能源上網電價市場化改革，促進新能源高質量發展的通知》（下稱“136號文”）成為行業的重要轉折點。文件明確“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網的前置條件”，標志著新能源電站“強制配儲”的終結。自此，獨立儲能正式邁入市場化競爭階段，產業布局由政策強制驅動轉向實際需求主導的市場化模式。

目前，全國部分地區已發布相應政策，試點探索獨立儲能運行機制。以全國獨立儲能投資最火熱的區域之一內蒙古為例，根據當地年初發布的《支持新型儲能發展的若干政策（2022—2025）》，納入內蒙古自治區能源局年度建設清單的獨立儲能電站，享受每度放電0.35元的容量補償政策，且執行期長達10年。

業內按此計算，內蒙古的獨立儲能電站的內部收益率（IRR）能達到10%以上。

受政策影響，獨立儲能項目的備案數量突飛猛進。以廣東為例，12月7日，第一財經記者在廣東省投資項目在線審批監管平臺輸入“獨立儲能”關鍵詞后發現，自2025年以來，該平臺上備案且通過審核的獨立儲能項目數量為178個，是2024年全年47個的3.8倍。再往前看，2023年此類項目數量為29個，2022年為14個，2021年僅有1個。

受訪者將此現象形容為“儲能領域的‘跑馬圈地’”。當前優質儲能資源（如并網接入點、土地指標等）具有稀缺性，企業通過提前備案鎖定資源，至于項目后續是否落地建設“先不管”。

根據國家發改委、國家能源局8月發布的《新型儲能規模化建設專項行動方案(2025—2027年)》，到2027年，全國新型儲能裝機規模達到1.8億千瓦以上，帶動項目直接投資約2500億元。許多投資者因此堅信，在這三年內，敢于吃螃蟹的人，一定“能吃到肉”。

伍德生在接受第一財經采訪時表示，隨著政策松綁，獨立儲能作為“電力系統調節器”的核心價值被充分激活，為市場投資獨立儲能營造了更清晰、更有利的政策環境。該公司此前已布局多個獨立儲能項目。

伍德生從電芯的緊缺態勢中，切實感受到“今年的獨立儲能非常火”。他介紹，公司當前的電芯庫存明顯告急，但現在要臨時下單訂貨，交貨期基本要排到幾個月后了。一家新型儲能電芯廠家相關工作負責人也向記者表示，目前市場上電芯供應確實是“很緊張”，公司的生產線一直在滿負荷運行。

需冷靜：已有項目虧損

“強制配儲”時期，獨立儲能的主要盈利模式為容量租賃。具體而言，新能源發電企業與獨立儲能運營商自主簽訂租賃合同，通過租賃儲能電站部分容量滿足自身配儲要求，后者的收益則高度依賴前者支付的年度容量租賃費用。

136號文的下發，打破了以容量租賃為主的商業模式。目前，獨立儲能已形成多元盈利體系，主要涵蓋容量租賃、容量補償、電力輔助服務（參與電網的調峰、調頻）、電能量交易（亦稱“電力現貨交易”）等四種模式。這為獨立儲能電站提供了更穩定、透明的收益模式。

儲能領跑者聯盟（EESA）理事長杜笑天向第一財經記者介紹，當前，各地在政策支持力度與市場化規則方面呈現出鮮明差異。“并不是所有獨立儲能電站都能同時獲得四種商業盈利模式的收益。”他介紹，獨立儲能電站的最終盈利，高度取決于電站在具體省份的政策和市場環境下，整合運營多種收益渠道的能力。

杜笑天舉例，內蒙古出臺的容量補償標準今年是0.35元/千瓦時，但到明年下降到0.28元/千瓦時，這意味著政策未來具體執行力度的不確定性，直接增加了投資回報的波動風險。

而外來電力占比較高的廣東，對獨立儲能的需求相對有限，且需求主要集中在調頻和調峰方面，其中調頻需求已趨于飽和，而調峰需求亦有限。此外，廣東現貨市場電價波動幅度較小，獨立儲能電站通過現貨套利實現盈利的難度大。

“廣東獨立儲能電站的主要收益來源于調頻服務。一旦電網未調度到你的電，那電站就白干了。”廣東一家從事新型儲能投資業務的企業高管李剛向第一財經介紹，最近聽聞當地政策或許生變，公司已于上月叫停了一個裝機規模達300萬千瓦、總投資超2億元的獨立儲能項目。

記者在廣東省投資項目在線審批監管平臺查詢發現，今年以來，已有多個獨立儲能項目通過備案后又撤回或作廢。

記者從多方獲悉，目前，廣東地區已有獨立儲能電站出現運營虧損。這等現象在廣西、湖南等地同樣出現。

136號文出臺前，新能源“強制配儲”政策下，容量租賃費約占儲能電站收益五成。取消“強制配儲”后，新建新能源項目無需租賃儲能，獨立儲能項目容量租賃收入預期將銳減。此外，目前多數省份未發布136號文配套細則，投資者因此普遍持觀望態度。

“當前獨立儲能盈利模式尚不清晰。”某國內新型儲能公司高管陳俊凱表示，即便有些省區已出臺較為明確的容量補償政策，但僅靠容量補償收益無法覆蓋電站投資成本，還需通過電力現貨交易等途徑獲取更多收益。

但參與電力現貨交易并非易事。陳俊凱以西北地區為例指出，西北地區普遍面臨電力消納難題，且缺乏足夠的用電消費端。“

在這種情況下，你要把電賣給誰？”

（文中陳俊凱、伍德生、李剛均為化名）