独立储能为什么很难赚到钱？

爆火的独立储能，为何很难赚钱？

2026年，独立储能仍在以惊人的速度狂奔。

仅2026年1月，国内新增投运储能项目中，独立储能占比高达89%，装机容量和项目数量同比增速分别达249%和298%，毫无争议地成为新型储能市场的绝对主力。

资本还在涌入，项目还在上马，招投标市场依然热闹。

但跃跃欲试的开发商们，却几乎清一色地怨声载道：“找到赚钱的好项目，太难了！”

“我们投了五个独立储能电站，目前来看收益效果达到预期的并不多。”一位投资商告诉我们，目前只有在山西等地区，可以参与调频服务的独立储能电站收益还过得去。

年初的114号文被视作独立储能的重大利好，相当于给电站发“底薪”。但投资商却并不看好补贴的持续性。

而即便是有容量补偿的加持，根据储能与电力市场的数据测算，这部分补偿费用也仅仅只能覆盖电站回本所需收益的约20%。

这意味着，剩余的 80% 必须依靠现货市场价差、辅助服务等收益渠道来填补。

为什么政策大力支持、成本持续下降、市场越来越开放，独立储能还是很难赚到钱？

我们将从前期建设成本、中期运营风险、后期收益结构三个维度，拆解独立储能盈利难背后的真实逻辑。

01 层层盘剥下的隐性成本

先来算一笔成本账。

星辰新能董事长柳娜曾以甘肃200MW/800MWh项目为例，拆解了真实成本构成：

但这其中有两个极大的变量——土地费用和指标获取费用。

一位金租公司的尽调负责人告诉我："初期成本最高的，就是路条和土地。"

一个独立储能项目开发通常要跨过两道门槛。

电网接入权：哪个变电站还有空位、能接多少电、电网什么时候让你发电。这些都是电网的内部信息，外人根本拿不到。

合规建设用地：电站必须建在变电站附近3公里内，距离过远会导致输电损耗大幅增加。

看起来只是选址问题，实质上却是资源、审批和关系网络的综合博弈。

原因很简单：独立储能不是标准化工厂，也不是哪里便宜就能建哪里。选址直接决定电网调度频次、接入条件和后续收益，而这样的好位置本身就稀缺。

一个萝卜一个坑，越靠近优质变电站、越接近高负荷区域，资源就越紧。

谁手里握着土地、审批和接入指标，谁就拥有绝对的定价权。

由此，催生了路条生意。

只要拿到路条，也就是政府部门为项目颁发的备案、核准及纳入年度建设规模指标的行政许可文件，就意味着项目能享受政府的重点支持。路条费就是购买这项许可文件支付的非官方灰色费用。

这项费用可控性低，具有较大的操作空间。

2025年，内蒙古锡林郭勒盟一张储能项目“路条”被炒到了1.2亿元人民币之高，相当于西北市场行情的30倍。

不仅如此，资源的稀缺性，还催生出了一个庞大的"人脉变现"市场——居间人。

只要审批链条上存在自由裁量空间，居间人就有生存的土壤。而储能项目开发环节多、流程复杂、行业标准尚未完全统一，导致专业居间人的服务在现阶段几乎无法替代。

合理的居间费用本是对信息和服务的对价，但在狂热的市场情绪下，行业早已乱象丛生。

“本来说好2毛的居间，准备备案了他又反悔说不要居间费了，要分一毛的电费。”一位开发商无奈的表示。

还有的开口就要项目收益的20%，后续什么也不管。

市场上还充斥着大量非专业居间人，也就是业内俗称的"串串"。他们将三、四手消息伪装成一手消息倒卖，层层加价。

"市场上能找到一手靠谱的居间人非常困难，其他90%都是串串。"

他们的生存法则，就是利用信息不对称两头忽悠：对资源方，无限放大项目投资价值与地方贡献；对投资方，大肆美化资源条件与审批进度。

核心目的只有一个：赚取高额居间费、现金提成或项目干股。

而这些对一个独立储能项目来说，还仅仅只是“进场费”。

更棘手的是，部分地方为了完成招商和经济业绩指标，会给储能项目加码捆绑条件：落地实体产业、绑定属地大额投资等等。

这些与储能电站本身无关的要求，最终都会转化为项目的隐性成本。

一个项目从立项到落地，要经过层层盘剥，最终落到开发商手里的利润已经所剩无几。

02 建得出来，不代表跑得稳

如果说建设成本是一次性的买卖，那么运维期间的成本就是持续不断的"出血点"。

一个储能电站的性能、效率和可靠性同样对盈利至关重要，不同的电站之间表现差距巨大。

首先一个痛点是非计划停运。

非计划停运指的是电站因自身内部原因而非电网调度指令，导致的储能单元突然退出运行，通常源于设备故障、控制系统错误或操作失误等。

根据中电联2025年电化学储能电站行业统计数据显示，全年共发生了1922次非计划停运，单次平均非停时长约34.62小时，也就是差不多一天半的时间。

一个四百兆瓦时的独立储能电站，每一次非停大约要减少十五万到二十万左右的收益。如果你的电站每年比别人多非停两次，那么在20年的运营期下来，光这一项就要损失约600万元。

这里面还不包括考核费用。

非停是储能电站最核心的考核项之一，一旦触发，不仅会被认定为"不达标"，还会面临严厉的经济处罚。

以华北地区为例，一次停运储能单元容量超过储能电站装机容量的10%且大于1MW，就会触发考核，每停运装机容量的1%，按并网主体装机容量×0.1小时考核电量。

脱网储能单元总容量超过储能电站装机容量的30%且超过10MW的，对场站每次按按并网主体装机容量×3小时考核电量。

一次非停，很可能处罚几万到几十万不等。

《关于征求华北区域“两个细则”意见的函》

在实际的《并网调度协议》或当地能源监管文件中，有些省份为了严厉打击非计划停运，可能会规定考核电量的结算价格为基准价的2倍、3倍甚至更高。

宁夏的规定更为严苛：全年发生3次及以上非计划停运，直接扣除全年容量电费。这对于依赖容量电费作为主要收入来源的独立储能电站来说，几乎是灭顶之灾。

其次，核心辅助服务性能考核也是独立储能考核中最核心、最常见、罚金最高的部分，每个地区的考核内容和标准都不尽相同。

114号文关于容量电费考核

以广东为例，广东的现货市场有执行偏差考核，如果储能实际出力高于调度计划，超出允许偏差率部分的电量，按节点实时电价的0.2倍计算考核费用，偏差越大，罚得越多。

一个储能电站每个月通过现货市场交易的收入可能就180万，而偏差导致的罚款能有上百万之多。辛辛苦苦一个月，最后反而倒贴钱给电网。

这些考核机制无疑推高了项目的运维成本，但站在电网的角度，却是保障电力系统安全的必要手段。

从行业发展的长远来看，严格的考核也是在倒逼企业提升技术水平和运维能力，淘汰那些只靠政策红利、缺乏核心竞争力的低端产能。

只是对于当下的大多数运营商而言，他们正在承受这场转型的全部阵痛。

03 被稀释的收益

建设和运营的成本已经高企，而本应覆盖成本的收益端，却充满了不确定性，甚至在不断被稀释。

114号文的发布，为储能带来了转机，但真正进入市场化阶段后，独立储能的收益模型反而变得更复杂，也更不稳定。

过去储能电站的收益主要为容量租赁，而现在独立储能电站核心的收益为：

容量补偿/容量电价：电网或政府按可调用容量给补贴；

电力辅助服务；

电力现货交易；

这些盈利模式存在地域差异和不确定性，甚至没有一套能够略微有效的模型去预测它的收益和风险。

114号文关于容量电价机制

问题是，不是所有独立储能电站都能获得所有的盈利模式的收益。

在很多地方，容量电价实行清单制管理，只有进入清单的项目才能享受；辅助服务市场的规则也在不断变化。

这意味着，独立储能本质上还是一个政策依赖型的投资类型。

就目前的绝大部分地方而言，它的收益都依赖于补贴、兜底的调度次数或者兜底的电价。但这类产业扶持类的政策，持续的时间和力度都是不确定的。

今天补贴五毛，明天可能变成一毛，后天甚至可能没有；今天承诺兜底，明天可能改成市场化竞争。

文件里写得清清楚楚，真正落地时却又可能因为执行口径、结算周期或地方财力而打折。

投资者对政策风险几乎毫无抵抗力，文件上的一句话，可能让一个项目赚得盆满钵满，也可能让它赔得倾家荡产。

举一个最典型的例子，系统运行费。

根据114号文明确规定，独立储能作为用户充电时，需要缴纳系统运行费，本来该项费用的占比并不高，随着新能源差价结算等费用纳入，系统运行费在各省普遍呈现上涨趋势。

以陕西省为例，系统运行费从19.6元/兆瓦时暴涨至96.9元/兆瓦时。

一个100MW/400MWH的独立储能电站，年循环300次，若按现货市场测算，毛收益大约4132万元；

按去年12月的电价政策，扣除输配电价、政府性基金及附加、上网环节线损费和系统运行费后，收益约3284.8万元；

但若按2026年5月的电价政策重新测算，在价差不变的情况下，系统运行费从19.6元上涨到96.9元，上涨了77.3元/MWh，实际收益只剩2224.9万元，下降了32.3%。

陕西代理购电价格表

同样是一个项目，政策口径变一点，收益就能少掉三分之一。

再加上前面提到的前期隐性成本超支、运营期间的考核罚款，很多在可研报告上看起来回报率不错的项目，最终实际只能勉强覆盖成本，甚至越跑越亏。

04 结语

独立储能当然不是坏生意，但它绝对是一个有门槛的生意。

地产可以靠一次性的卖房、卖铺获得收益，即便现金吃紧，也可以靠房或铺抵债。但独立储能要经历8年甚至是10年的回本周期，一个项目选址好，设备选型好，后期运营好，才能保证收益符合预期。

否则，除了亏损，没有第二条路。

过去几年，储能行业经历了从强制配储驱动到市场化竞争加速的转变。政策红利带来过高速增长，市场化改革也正在重塑行业逻辑。

在这个过程中，行业始终在投资热情与现实盈利压力之间寻找平衡。

真正成熟的行业，一定要有市场化的盈利机制。而独立储能，仍然处在寻找成熟商业模式的路上。

本文来自微信公众号“新能源产业家”，作者：黄娉婷，36氪经授权发布。