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| 独立储能，站在悬崖边上? |
| 来源：高工储能 时间：2026/8/21 |
上游电池厂订单排到明年，下游电站装机却在下滑。
国家能源局数据显示，截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机153GW/396GWh，上半年新增17GW/45GWh，比2025年同期的21.15GW/54GWh，少了4GW和9GWh。功率同比下滑19.6%，容量同比下滑16.7%。
这是新型储能爆发三年以来，第一次出现半年度负增长。要知道，行业数据显示，2023年新增装机增速是260%，2024年是131%，2025年是84%，虽然增速有所放缓，但仍保持较高的增长。
高工储能预测，由于2025年Q4爆发了“史诗级抢装”，今年下半年新型储能新增装机可能继续延续同比下滑趋势。
更奇怪的是：今年上半年，全球储能电池出货量同比大增85%，国内电池海外出货占比首次超过国内。电池在满世界卖，国内的电站怎么失速了?
业内人士透露，备案簿上的项目堆积如山，真正落地的只有三四成，大量独立储能电站收益率只有3%-4%，过半项目可能都在亏钱。
下半年，储能电芯、PCS全线涨价，设备成本再度抬升，独立储能，是不是已经站到了悬崖边上?
失速之下，收益撑不起投资
对于增速下滑，业内比较流行的解释有两种。
第一种解释是基数效应：盘子大了，增速自然回落。
2023年全国新增新型储能48.79GWh，同比增长170%;2024年新增101.13GWh，同比增长107.3%;2025年新增183GWh，同比增长81%。
绝对增量一年比一年大，增速一年比一年低，符合一个产业从导入期走向成长期的基本规律。下滑是“成长的烦恼”而已。
第二种解释是抢装透支：2025年上半年的基数被抢装潮推高了。
136号文规定，存量新能源项目在2025年6月1日前并网可享受差价结算机制，此后并网的增量项目需完全通过市场竞争确定电价。
一道政策闸门，直接催生了2025年上半年的储能抢装潮，还有大量风光项目赶在下半年集中并网，2025年Q4储能更是爆发了“史诗级抢装”，透支了2026年上半年的项目空间。
这两种解释都成立，但无法解释一个“刺眼”的事实——独立储能备案很多，落地很少。
星辰新能董事长柳娜在2026高工储能产业峰会上表示，“现在独立储能的项目备案很多，但是其实项目落地的比例其实不多，只有30%-40%。”
节奏问题解释不了落地率，那么，更深的答案或许不在装机数据里，而是在收益表里。
目前天炜新能已开发独立储能项目超过17GWh，天炜新能联合创始人、CEO徐晓栋表示，在一些优势区域，资本金收益率能够达到8%以上。
但除了这些头部运营商，还有大量中小运营商甚至非专业的投资开发商，他们缺乏专业的电力交易团队和精细化运营能力，在现货市场的激烈博弈中往往处于劣势，运营收益难以覆盖高昂的初始投资和运维成本。
部分业内人士反馈，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。
136号文的市场化改革后，独立储能的容量租赁收入锐减，这就相当于占大头的“稳定”收益退出后，收益曲线的中枢下移，尾部拉长，好的项目还能够盈利，差的项目更差了，中间那批原本踩线的项目被推进了亏损区。
并网只是入场，调用才是门槛
独立储能的收益模型，拆开看并不复杂：容量电价提供基础收入，电力现货市场价差和辅助服务提供弹性收入。
问题在于，容量电价是根据顶峰能力按一定比例折算，不一定能拿满，而其他波动性收入完全看电站性能和运营水平，如果电站可靠性不足，还会经常面临非计划停运和偏差考核罚款。
从平均水平来说，目前容量电价大约占储能电站总投资成本的20%左右，靠容量电价是远远不够的，其余80%都要靠市场化收益渠道来填补，也就是说，一个独立储能电站的“命运”，基本是由市场决定。
易储数智能源总裁刘锐告诉高工储能，比起追求补贴政策，易储会更聚焦现货市场成熟的省份，如山东、山西、宁夏、甘肃、广东等区域。
但市场化运营的不确定性也更高，各家企业的运营水平也各有差异，只有k值排名靠前的电站才能获得调频调用机会，进而产生收益。
市场化收益不仅取决于省份政策和运营能力，还取决于项目落在哪个电网节点。
过去几年，储能开发比拼的是土地、备案和并网指标;如今，随着部分省份调节需求旺盛、调用价值较高的优质节点已逐步饱和，竞争正在转向“节点权”和“调用权”。
如果项目落在局部调节需求不足的非优质节点，即使顺利建成投运，也可能长期处于低调用状态。没有充放电机会，现货价差和辅助服务收入自然无从兑现。同样的设备、相近的造价，落在不同节点上，可能是完全不同的两张收益表。
徐晓栋在2026高工储能产业峰会上表示，独立储能目前处在“阵痛期”，政策的波动会影响投资方的开发速度，金租公司对市场的迷茫也影响了对独立储能的资金支持力度。
还有一个看似不起眼的“刺客”是系统运行费。根据114号文规定，独立储能需按全部充电电量缴纳系统运行费，这个费用不随放电电量退减，是独立储能充电的过路成本之一。
2026年，各地系统运行费猛增，有机构统计，今年各省市系统运行费用均值已上涨至接近0.08元/kWh，较2025年上涨了60+%，黑龙江、江苏、广东等超过11个省份系统运行费超过0.1元/kWh。
系统运行费上涨的主要原因在于新能源机制费用和煤电容量费用提升，预计到2030年，系统运行费均值将较2025年上涨120%~150%。
年初市场“满怀期待”的114号文，不仅没有带来独立储能装机爆发，反而因系统运行费暴涨让许多投资方“望而却步”。
三重绞杀：涨价、缺货、时间
把独立储能推向悬崖边的，还有成本端的全面提高。
过去两年，独立储能投资逻辑里有一个心照不宣的前提：电芯价格一路走低，设备成本持续摊薄，即使收入端一般，收益率也能被成本下降“挤”出来。
但这个逻辑，在今年失效了。
此前4月，高工储能、高工产研组织了一场围绕2026年Q1储能市场的线上直播对话，当时柳娜就透露，2026年独立储能开发要比2025年难得多。国内大多数储能项目的投资成本已接近0.8元/Wh，投资商面临巨大的压力。
具体来看，上游碳酸锂、铜、铝等金属价格纷纷上涨，储能电芯从去年Q1的0.28元/Wh涨到2026年Q1的0.34元/Wh，储能系统普遍较去年上涨了0.1元/Wh，地方接入成本、融资贷款成本等非设备成本也在提升。
对于一个电芯占投资大头的行业来说，30%的涨价足以把整个收益模型完全改写。这些非设备成本不像电芯那样有公开行情，但它们像暗流一样，一点一点抬高项目的总投资盘子。
更难的是，下半年，储能电芯缺货还会延续，设备成本在进一步提高。
7月以来，从电芯、材料到PCS、系统集成、光储充设备，多家企业陆续发布调价通知，涨价范围正在沿着产业链上下游扩散。与此同时，上游材料环节也继续释放涨价信号。
站在2026年8月这个节点上看，影响今年独立储能并网装机的一个最容易被忽略、却最致命的因素，其实是时间。
柳娜道出了其中的连锁反应：融资不顺拖时间，电芯缺货拖时间，两个拖延叠加，项目今年内可能都并不了网;拖到明年，政策补贴再退坡一档，项目就直接烂尾了。
悬崖边，还是转弯处?
还有一个值得关注的是产业链上下游的“温度差”。
去年到现在，站出来说储能很火的，基本上都是电池供给端，电池厂在扩产、在涨价、在谈缺货。而下游的独立储能投资运营环节，几乎没有人站出来讲收益很不错、投资需求很旺盛。
一个行业如果只有卖铲子的人在欢呼，挖金子的人集体沉默，那这个“火”究竟烧在了哪里?或许是在海外市场。
有数据显示，上半年中国储能电池出货同比增长49%，而北美同比增长83%，欧洲同比增长74%，中东、澳大利亚等新兴市场同比增长119%，并且，中国出货占全球的比重，从去年同期的50.5%下降到43.9%，海外市场合计占比首次超过了中国市场，达56%。
不过，在“悬崖论”似乎要成立的时候，7月独立储能的装机数据却给了行业一个惊喜。
第三方统计数据显示，2026年7月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计4.90GW/15.77GWh，同比增长46%/75%，这是今年以来月度新增装机首次突破15GWh，新增能量规模刷新了历年7月的历史纪录。
虽然第三方统计口径相较国家能源局口径的水分要大一些，但趋势是可信的：独立储能正在回暖。
但装机回暖，并不等于收益问题解决，这依然是悬在这个行业头上的核心矛盾。如果下半年装机恢复而盈利面没有改善，那不过是把更多的项目送进了亏损名单。
那么，下半年还会不会再现抢装潮?
高工储能认为，除非强有力的政策出台，否则基本不可能重现2025年那样的全面抢装潮，即便年底出现并网高峰，也更可能是“结构性抢装”，收益模型跑得通的省份和项目集中并网，算不过账的地区继续沉睡甚至烂尾。
未来一两年，我们大概率会看到一批项目烂尾、一批投资人离场、一批没有真实运营能力的主体出清。市场化的短期阵痛背后，是储能调节价值被正确定价的长期可能。
所以，回到开头的问题，更准确的答案或许是：独立储能站的地方，既是悬崖边，也是转弯处。
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