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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

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-14 18:43

【中国能源产业发展网】获悉，今年上半年，国内新型储能新增投运装机21.81GW/58.60GWh，功率和规模同比分别下降18%和16%；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的主要形态。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。

近日，记者走进位于巴彦淖尔市磴口县的内蒙古泰垚鑫储储能电站，发现独立储能项目建设愈发成熟、并网速度被刷新。该电站容量500MW/2000MWh，被视作促进当地新能源消纳、增强电网稳定和带动地方经济发展的重点工程。奇点能源是核心供应商，全站配置400台组串式预制舱和100台汇流升压一体机，新建一座220kV升压站接入祥泰变电站，从建设到并网仅用时90天，刷新GWh级储能电站建设效率。

磴口项目快速交付得益于将传统现场作业大量前移至工厂、实现“工程产品化”，每台设备出厂前完成完整充放电实验和系统联调，现场仅剩吊装、接线和简单通信对点。蒙西地区是新能源重镇，存在弃风弃光现象、主要依靠跨省外送消纳，对独立储能需求格外迫切。中关村储能产业技术联盟数据显示，独立储能新增装机占比提升13.9个百分点，成为新型储能新增投运主力形态。

独立储能狂奔既有现实需要也有政策支撑。以内蒙古为例，2025年初印发《关于加快新型储能建设的通知》并制定10年期放电补贴规则，补贴标准0.35元/kWh，2025年0.35元、2026年0.28元/kWh，由发电机组分摊。磴口项目并网运行半年多综合效率大于88.5%，高于行业平均82.21%，每天1.4次循环测算全年可多获放电补贴收益约6000万元；蒙西属全国前20%优质政策区域，项目收益居区域第一梯队，综合收益率超20%，远高于常规电站。

青海9月3日发布2026年第一批电网侧独立新型储能项目竞配公告，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。投资主体方面，中国节能旗下太阳能上半年获取独立储能备案项目18个，重点筛选政策确定性强、收益模型清晰的标的。独立储能风口席卷多地，众多投资方纷纷入局。

市场化转型仍存挑战。专家介绍，现货套利在峰谷价差大于0.4元/kWh区域具备获利前提，盈利取决于预测电价能力；甘肃、吉林、陕西等多省已出台容量电价补偿细则但标准差异大。随着136号文落地取消强制配储、容量租赁需求收缩，独立储能收益越来越依赖“补偿+现货”两条腿。内蒙古放电量补偿从0.35降至0.28元/kWh、日内全容量调用限1.5次，规模扩张与补贴退坡同时发生，成为商业模式第一次大考。未来储能项目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。

【来源：证券时报】

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