芯流独家：海博思创与金融租赁机构投资独立储能电站，明年目标50Gwh

【摘要】当新能源在能源结构中的占比持续提升，储能作为平衡电力供需、保障电网稳定的核心支撑，正从幕后走向台前。

据知情人士称，海博思创计划明年借助金融租赁机构力量投资50gwh独立储能电站，这一动作背后既彰显了企业对储能赛道的坚定信心，又通过金融租赁等创新金融工具的介入，破解资金瓶颈，实现规模扩张。

但我们也必须认识到，金融租赁的介入，是资本的加速器，也是风险的放大器，如何权衡增长与风险，需要仔细思量。

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以下为正文：

01

独立储能：身份独立+调度独立

独立储能是指具备独立计量、控制功能，可接入电网调度自动化系统接受监控调度，且具有法人资格的新型储能项目。

其核心特征为独立性，主要体现在两个方面：一是身份独立，无需依附新能源场站或火电厂，能以独立法人身份签订并网调度协议；二是调度独立，不受地理位置限制，可根据电网需求灵活调整充放电策略。

要明白独立储能的概念，首先要厘清其与新能源配储和共享储能的边界。

独立储能与新能源配储的核心差异主要来源于并网主体与收益模式。

新能源配储依托新能源场站存在，并网主体仍是发电项目，无法独立参与电力市场，收益也仅用于满足并网要求、减少弃风弃光和发电偏差考核，导致储能利用率普遍偏低。

而独立储能以自身为并网主体，收益来源更丰富，除了为新能源电站提供容量租赁服务，还可通过电力峰谷价差套利、参与辅助服务市场等方式获得收益，利用率和经济性大幅提升。

而独立储能与共享储能，尽管字面意思相对，却是你中有我，我中有你的关系。

共享储能是由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其他新能源电站提供服务，新能源项目投资方可以通过租赁独立储能的部分容量来满足政策强配要求，每年付独立储能一定的租赁费。

因此，从定义来看，独立储能聚焦电力市场中的独立主体身份，共享储能则聚焦“一对多”的服务模式，本质上可以看作是独立储能的一种商业模式。

对于新能源投资方而言，共享储能可以避免初始巨额投资，通过年付租金满足配储要求；对于储能投资方而言，则可以通过服务多用户提升设备利用率，拓宽收益渠道。因此，共享储能逐渐成为储能产业中极具潜力的细分赛道。

02

市场爆发：政策激励+市场机遇

当下，国内独立储能的发展已走过从政策试点到规模化推进的关键阶段，独立储能装机规模呈现跨越式增长。

2024年全年，电网侧独立/共享储能新增装机规模达22.93GW/56.22GWh，容量占比突破65%；2025年前5个月，并网项目数量同比增长95%，容量规模同比激增107%，延续了爆发式增长态势。

区域布局上，独立储能呈现多点开花、重点集中的特点。西南地区以25个并网项目领跑全国，其中云南凭借4.22GW/8.44GWh的规模占据全国34.18%的市场份额，成为核心增长极；内蒙古、河北等六省份密集发布188个独立储能示范项目，总容量超100GWh，单个项目规模普遍达到GWh级。

独立储能的快速发展，离不开政策引导与市场需求的双重赋能。

政策方面，136号文的出台标志着强配储时代落幕，明确了独立储能的独立市场主体地位，使其成为解决新能源消纳问题的核心选项。

在区域层面上，各地基于资源禀赋与电力市场特征，纷纷推出差异化支持政策。河北率先实施容量电价政策，最高标准达100元/千瓦・年；四川明确独立储能充电电量免缴输配电价及政府性基金，降低运营成本；江西要求每年调用充放电次数不低于350次，保障项目运营效率等，从政策层面推动了各地储能项目的爆发。

市场方面，独立储能收益模式的持续性、多元化，和市场对稳定、灵活储能的旺盛需求，共同推动了该商业模式的大规模落地。

独立储能的收益模式主要包括容量租赁、峰谷套利和辅助服务三方面。

容量租赁是独立储能的基础收益来源，遵循“谁受益、谁付费”原则，由储能投资方将系统功率和容量作为商品，租赁给新能源场站等需求方，收取年度租金。目前多数省份的容量租赁费区间在250-350元/kW・年，这意味着一座100MW的共享储能电站，仅容量租赁年收入即可达2500-3500万元。

基础收益之外，在电力现货市场试点地区，独立储能还可利用峰谷电价差实现套利，在负荷低谷时段低价充电，高峰时段高价放电。

随着新版“两个细则”的实施，独立储能已被纳入辅助服务市场管理，可以通过提供调峰、调频服务获取补偿。调峰收益按调峰电量计算，各省补偿标准从0.15元/kWh（山东）到0.8元/kWh（宁夏）不等；调频收益按调频里程核算，补偿区间为0.1-15元/MW，部分地区优质项目单日调频收益可超10万元。

多元化的收益模式打破了传统储能收益单一，难以回本的困境。

需求端，首先，随着工商业用户对电价波动的敏感度提高，储能作为降低用电成本、保障供电稳定的工具，本身市场空间就在持续扩容。

细分至独立储能层面，一方面，随着风电、光伏等新能源装机规模不断扩大，电网对储能的调峰调频需求日益迫切。另一方面，新型电力系统的建设推进过程中，分布式能源的普及进一步提升了对灵活储能的需求。

政策红利与市场需求的叠加，让独立储能成为新能源产业中增长确定性极强的赛道。

03

金融租赁：为企业加速增长，但也需防范风险

储能产业尤其是独立储能项目，具有投资规模大、回收周期长的特点，对资金的持续投入需求强烈，而金融租赁正成为破解这一难题的关键力量。

对于海博思创而言，金融租赁可以解决大规模投资的资金难题，通过资本杠杆放大投资效益，加速项目落地与市场扩张。能够立下明年50Gwh的目标，并与宁德时代签订2026-2028三年不低于200Gwh电池的采购，可见其对于市场需求的信心强劲。

但是也需要看到，行业对独立储能的热情还有一些问题需要解决。

首先，独立储能的盈利逻辑高度绑定政策设计与电力市场机制，而当前行业尚未形成全国统一、长效的收益体系。从三种收益模式来看，容量租赁价格可能随着市场参与者的增加而出现下滑；电力现货市场推进不均，峰谷套利空间受限；各地辅助服务补偿规则不一，部分区域政策尚未明确，因而这一项目的收益稳定性目前仍待提升。

其次，投资独立储能要求收益覆盖利息支出，如何平衡收入增长、资产负债率和净利润率、现金流健康程度这四个关键指标，考验企业掌舵人的智慧。

业界尤其需要注意，如参与独立储能的公司盈利能力和利润获现能力都不及同行，却借助金融租赁的力量投资储能电站，金融租赁的租金构成刚性支出，若项目收益不及预期，可能出现现金流无法覆盖租金的违约风险；退一步讲，在利率上行、资本环境收紧的情况下，也可能导致融资成本上升甚至造成资金断供。

在独立储能扩张的赛道上，技术投入和规模扩张一直是绕不开的话题，引入金融租赁后，面对租金这一刚性支出，业界参与投资群体，能否继续保持对前沿技术的持续投入和精进，既不盲目依赖金融租赁扩张而忽视技术短板，也不因过度投入技术而陷入资金链困境，这是未来横亘在经营者们面前的一大考验。

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