SHEN MOU

作者：丹然

原创：深眸财经（chutou0325）

2026 年，内蒙古自治区能源局官网成了全国储能行业最关注的对象。

从 3 月到 8 月，这里连发三批独立储能建设清单：第一批 31 个项目 815 万千瓦，第二批 22 个项目 555 万千瓦，第三批 27 个项目 730 万千瓦。三批合计 80 个项目，拟建规模超过了内蒙古现有累计装机，项目密度全国罕见。

（图源：内蒙古自治区能源局）

抢到名单上一个位置的有央企，有地方国企，也有原本做电缆、做电气设备的公司。统计显示，仅 2025 年一年，由央国企新组建或出资参与的储能企业就超过 390 家，累计注册资金突破 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。

更耐人寻味的是过去卖设备的企业，也开始自己建电站了。

阿特斯把甘肃酒泉一座 200MW/800MWh 的电站做成了全国首单储能 REITs，在上交所挂牌，发行 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；林洋能源给自己定的 2026 年目标是开发不少于 10GWh；赣锋锂电孵化的易储数智，已经布局了 28 个电网侧储能电站、累计装机 17.42GWh。

设备商转身当业主，理解起来并不复杂：卖一套系统，赚的是一次性交付的钱，而且在价格战里越赚越薄；把电站留在自己手里，才有机会把一次性的设备收入，换成往后十几年的持续现金流。

而恰恰是这批从制造端跨界过来的玩家，把民企推成了招标台上最活跃的力量—— 2026 年 1 — 7 月，民企占招标容量 43.47%，央企 39.13%，国企 17.40%。

人潮汹涌。但这门生意，真的很好赚钱吗？

01

身份不同，命运不同

要回答这个问题，先得把它和另外两种储能区分开。

电网有个天然的麻烦：中午光照最强时，光伏电站拼命发电，电多得用不完，价格一落千丈，有的地方甚至出现 " 负电价 " ——发得越多亏得越多；可到了傍晚，太阳落山、家家户户开灯用电，电又不够了，价格飙升。

储能的活儿，就是把中午便宜甚至白送的电存起来，等傍晚贵的时候放出去。

但同样是储能，身份不同，命运自然完全不同。

第一类是新能源配储。从 2017 年开始，多地将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，即 " 新能源 + 新型储能 " 模式，行业俗称新能源配储。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，但我们的目的仅仅就是为了顺利实现并网发电。" 因此，这类储能长期利用率不足，很多建了就闲置。

第二类是工商业储能。企业自己装的，靠省自家的峰谷电费赚钱。然而工商业储能赖以生存的峰谷价差，正在被系统性压缩。2025 年浙江新版分时电价落地后，平均峰谷价差从 0.83 元 /kWh 缩到 0.50 元，同样一套 1MW/2MWh 系统，回收期直接从 5 年出头拉长到 9 年以上。

第三类便是独立储能。有独立法人、独立并网点、独立电表，可以直接和电网签调度协议，在电力交易中心注册、报量报价。2026 年 1 — 7 月，全国储能采招规模中独立储能占了 64.02%，达到 216.51GWh，把光伏配储、风电配储、用户侧储能远远甩在身后。

简单来说，独立储能就是给电网建的一个巨型充电宝，而且这个充电宝是自己当老板、自己去做生意的。在盘算它能赚多少钱之前，得先算清楚建一个这样巨型充电宝，究竟要先掏多少钱？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，建一个能存 1000 度电的储能电站，光设备和施工大概要 100 万元。

行业按 " 每度电的储存能力 " 来算造价。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，能存 20 万度电。按上面的价格，设备和施工费用大约 2 亿元。

但这是起步价，不是全部。真正建一个电站，还得加上：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……实际掏的钱往往远高于这个数。

（来源：新华社）

以阿特斯甘肃酒泉那座 200MW/800MWh 的独立储能电站，一期总投资约 10 亿元，除了储能系统本身，还包括 54 套储能子系统和一座 330kV 升压站。按 800MWh 算，单位投资约 1250 元 /kWh，明显高于中标均价——差价就是那些 " 看不见 " 的成本。

好消息是这几年一直在降价。2026 年 7 月，2 小时磷酸铁锂储能系统的最低中标价已经压到 0.5298 元 /Wh，折算约 530 元 /kWh，比两年前便宜了将近一半。

技术也在迭代。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%，比往年显著提升；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落地。

但降价是把双刃剑。

你建得便宜，别人也建得便宜。设备成本下降会拉低整个行业的进入门槛，结果是电站越建越多——而电站越多，电价差就越薄。这一点后面会细说。

第二个要花的钱，是 " 看不见的资格成本 "。不是有钱就能建。在内蒙古，项目必须进入自治区的建设清单；在甘肃，容量补偿要求你能被认定为 " 可靠容量 "。

这些门槛意味着：拿到指标，比掏钱更难。可偏偏就是这么贵、这么难进的一门生意，人潮还在往里涌。主要原因在于它能同时赚好几种钱。

03

一套设备，四笔收入

用行业内的话说，叫 " 一套容量、多重收益 "。两亿元砸进去，买的不只是一套巨型充电宝，而是四份差异化的收入。

第 1 笔收入是容量电价，我们可以把它理解为底薪，这是 2026 年最重要的制度变化。国家发展改革委、国家能源局发布发改价格〔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。

意思就是不管你今天放没放电，只要你随时待命、需要时顶得上，就给一份保底的钱。折算规则是 " 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，并且实行清单管理。

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

第 2 笔收入则是低买高卖的赚差价。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，每度电稳赚 0.1564 元。

第 3 笔收入则是帮电网救急的辛苦费。电网频率不稳时，需要有人秒级响应。储能反应快，天生适合干这个活，包括调频、调峰、备用、爬坡。但是这里的价格各省差别极大：调峰从山东的 0.15 元 / 度到宁夏的 0.8 元 / 度；调频按调节里程算，从 0.1 元到 15 元 /MW 不等。

第 4 笔收入则是靠出租容量来当包租公。风电、光伏企业不想自己建储能，就来租你的容量。多数省份的价格在 250 — 350 元 /kW · 年，甘肃约 442.63 元，河北指导价 200 — 400 元。

（截图来自中电联《电化学储能行业发展报告 2026》）

在中电联《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：赚差价 1290 万元 + 出租容量 730 万元 + 顶峰补贴 705 万元。三笔钱几乎各占三分之一，这是一个比较健康的结构。

看到这里，你大概会觉得：一门有底薪（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）的生意，怎么算都不亏。但事实上，换一个省，价差可能缩一半；政策退坡一步，底薪可能砍一刀；现货市场如果跑不起来，连 " 低买高卖 " 的场子都没有。因此，在实际市场环境中，只有极少数的电站业主赚到了，多数还在验证。

04

优等生有，但不多

翻开各地电站成绩单，它们在不同的省份靠不同的收入组合，交出了各自的答卷。

内蒙古蒙西是公认的 " 淘金地 "。磴口项目 2025 年底并网，以每天 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。证券时报的报道称：" 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%"。

（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 52%、现货套利 33%、AGC 调频 15%，单月净收益约 362 万元，综合 IRR 达 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，全投资收益率站上 7%。

甘肃张掖 4.8 亿元的电站不算容量补偿，总收益 5544 万元，扣除成本净利 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，不是平均分。

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多，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 " 是 87.17 万元。太阳能（000591）披露独立储能运营规模 250MW/500MWh，而在手备案高达 4470MW/12902MWh ——备案是实际建成的近 18 倍。

拿指标的人很多，真掏钱建的人少得多；建了的人里，真正跑通收益的又是少数。国家能源集团旗下长源电力把独立共享储能的资本金 IRR 门槛定在 6.5%。而远景储能总裁田庆军说 " 大多数经济性分析都是基于假设 " 的话，恰恰点破了问题所在。

其实独立储能这门生意，台面上其实站着三种人：造充电宝的、拿着充电宝去赚钱的，以及帮充电宝找下家的。三种角色承担的风险完全不同：持有电站的，要苦等十几年慢慢回本；造设备的，货交出去就能收款；做金融的，赚的是通道费。

所以在电站收益真正兑现之前，谁已经先把钱拿到手了？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 62.97 亿元，同比增长 39.23%；归母净利润 6.32 亿元，同比增长 100.16%；毛利率 21.47%，同比提升 3.93 个百分点。储能系统收入 62.40 亿元，占总营收 99% 以上。

阳光电源 2026 年上半年储能系统收入 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 25GWh，同比增长 28%。

但要留意两个细节：阳光电源储能毛利率 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 21.75 亿元猛增至 60.01 亿元。

虽然设备商账面上赚到了，但钱大量沉淀在存货和应收账款里，毛利率还在被价格战一点点啃掉。这也正是他们急着下场当业主的根本原因——卖设备赚的是辛苦钱，而且越来越薄。

除此之外，还有一帮人，把钱赚到了。阿特斯甘肃酒泉那座电站，2024 年 12 月建成投运，并网仅半年就在 2026 年 6 月做成全国首单独立储能机构间 REIT 在上交所挂牌，发行 4.51 亿元、期限约 50 年，11 家机构认购。

对阿特斯而言，这是把 10 亿元重资产提前变现、" 开发—建设—证券化—再投资 " 闭环跑通的一步。第二单、易储数智 6.75 亿元项目已获深交所受理。

所以完整的答案是：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跑出来的，以及帮人把资产证券化退出的。而绝大多数电站业主，还在等第一桶金。

05

结语

人潮之所以涌来，是因为成本在降、制度在补——但要让绝大多数电站真正赚钱，还得等三件事。第一，等电力现货市场真正跑起来、价差被拉得足够开。第二，等容量电价从各省各自试点的地方政策，变成长期稳定、可预期的机制。第三，等运营电站本身成为一门专业活。所以独立储能真正的大风口，不是眼下这轮装机潮，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。到那一天，独立储能才算从政策红利变成一门靠市场本身赚钱的生意。

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