<p>　　储能是支撑高比例可再生能源并网、保障电力系统安全、实现碳中和目标的关键基础设施。截至2025年底，中国新型储能累计装机达144.7GW，同比增长85%[1]，是“十三五”末的45倍[2]。国家“十五五”规划已将新型储能列为重点鼓励方向。然而，大规模发展伴随巨额资金需求，据北京绿色金融与可持续发展研究院近期在“第四届中国储能大会”上发布的《绿色金融支持储能加速发展报告》测算：至2060年累计融资需求约7—10万亿元，年均约2000—2500亿元；未来三年年度资金需求约1500—2000亿元[3]。问题随之而来——这么大一笔钱，从哪里来？</p>


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<p>　　政策铺路：储能已驶入绿色金融“快车道”</p>


<p>　　近年来，绿色金融政策为储能打开了资金通道。《绿色金融支持项目目录(2025年版)》明确将新型储能产品制造、贸易及智能电网建设纳入支持范围，统一了绿色信贷、绿色债券等产品的认定标准[1]。央行碳减排支持工具持续扩容，覆盖节能改造、能源绿色低碳转型等领域，储能项目可借此获得低利率资金。此外，储能类资产已被纳入REITs支持范围，为存量资产盘活提供了通道。地方层面，深圳、上海、重庆铜梁等地出台了差异化的财政补贴、度电奖励和容量补偿政策。政策合力之下，储能正从“政策附属品”向独立市场主体加速转型。</p>


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<p>　　值得关注的是，政策的落地已开始产生实质性效果。以碳减排支持工具为例，央行明确将新型储能纳入支持领域后，商业银行可向符合条件的储能项目提供利率较LPR下浮约100个基点的优惠贷款，并配套绿色通道审批。地方层面，深圳光明区对储能关键技术攻关及产业化项目给予最高5000万元资助或2亿元政府引导基金投资[1]；上海对采用先进技术的储能项目在度电奖励基础上额外给予40%的一次性奖励[2]；重庆铜梁区对年利用600小时以上的工商业储能项目连续三年补贴0.3元/kWh[3]。这些差异化政策有效降低了项目初期的资金门槛，也引导社会资本向技术先进、运营高效的储能项目集中。</p>


<p>　　盈利模式成熟：融资的前提正在兑现</p>


<p>　　资金愿意进入的前提，是项目能赚钱。储能的盈利模式正在经历深刻重构。</p>


<p>　　各地逐步取消新能源强制配储要求，储能不再是为并网而建的“合规成本”，而必须通过自主运营实现盈利。这一变化倒逼项目提升运营能力，也让真正具备经济性的项目脱颖而出。与此同时，国家层面关于储能容量电价的顶层设计已在山东、甘肃、内蒙古等省份落地。容量补偿为电站提供了相对稳定的基础收益，改变了过去仅依赖辅助服务补偿的单一局面。</p>


<p>　　当前独立储能的收益由三部分构成：容量补偿或容量租赁提供稳定现金流；现货市场峰谷套利贡献核心弹性收益；辅助服务(调频、调峰、爬坡等)带来叠加收益。这种多元结构有效分散了市场波动风险，提升了资产的整体抗风险能力。</p>


<p>　　以100MW/200MWh独立储能为模型，不同省份IRR差异显著：蒙西受益于高容量补偿(0.35元/kWh)和高电价差，IRR可达16.3%[1]；山东在保守测算(不计容量租赁)下IRR约6.6%，已初步具备经济性；山西结合一次调频辅助服务，IRR约8.8%[2]。政策红利正从“补贴”转向“机制激励”，部分区域的资产确定性显著增强。盈利模式的清晰化也使金融机构逐步从评估企业主体信用转向评估项目现金流——当储能电站具备稳定盈利预期时，绿色金融工具的介入可显著降低融资成本。</p>


<p>　　绿色金融工具箱深度拆解：六种模式已落地</p>


<p>　　不同类型的储能项目、不同发展阶段需要匹配差异化的金融产品。以下是当前已落地的主要工具与典型案例。</p>


<p>　　政策性工具补充资本金是解决绿地项目初期资金压力的有效手段。欣旺达电子股份有限公司向国家开发银行深圳市分行申请新型政策性金融工具借款6700万元，期限10年，专项用于三个储能电站项目的资本金投入。资金采用“母公司—全资子公司—项目公司”逐级注资，确保精准投向。政策性资金撬动社会资本，据公开信息，国开新型政策性金融工具预计可拉动项目总投资2.8万亿元[3]。</p>


<p>　　市场化环境下的项目融资则证明了资产自身质量的重要性。木星动力(Jupiter Power)是美国公用事业级电池储能开发平台，隶属于BlackRock。公司在ERCOT等高度竞争的电力市场中，通过长期购电协议(PPA)和租赁协议(Tolling)锁定基础收益，配合精细化交易策略保障现金流。2026年1月，木星动力完成5亿美元绿色循环贷款及信用证额度扩容，由巴克莱、汇丰银行等牵头，支持多项目并行开发。这一案例表明，在完善的市场机制下，储能项目可以完全依托资产自身质量获得商业贷款，而非依赖母公司担保[4]。</p>


<p>　　融资租赁在建设期展现出独特的灵活性。交银金租在甘肃省投资了某200MW/800MWh独立储能电站项目，采用直租模式，在建设期即介入放款，融资额度8亿元、期限10年。项目收益来自现货市场价差套利(约30%)、调峰容量补偿和调频辅助服务[5]。创新之处在于，交银金租通过账户监管和资产控制(持有电站所有权及项目公司股权、与电网签订资金监管协议)替代了强主体担保，实现了“脱离强担保”的突破。这种模式尤其适合民营主体参与的大型储能项目。</p>


<p>　　资产证券化正在将重资产转化为流动性资产。武汉蔚能绿色电池ABN是全国首单以动力电池租赁收益权为基础资产的绿色资产支持票据，发行规模4亿元，优先级利率2.37%。底层资</p>


<p>　　产为1.8万块动力电池未来两年的租赁服务费收益权。蔚能通过自主研发的电池云端管理系统实现资产实时监控，解决了动产融资中“确权难、监管难”的问题，验证了“资产运营+金融支持”的良性循环[1]。另一个典型案例是英国上市的和谐能源收入信托(HEIT)，通过IPO募集资金投资多个电网侧储能项目，采用“上市募资—收购资产—运营分红”模式，后被Foresight Group溢价收购私有化，标志着优质储能资产已从高风险成长型资产演变为具备稳定现金流的核心基础设施资产。</p>


<p>　　混合融资或夹层资本正在破解新兴市场的“可融资性”难题。Pentagreen Capital由汇丰银行与淡马锡合资成立，专注东南亚可持续基础设施的债务融资。其在菲律宾Citicore光储项目中提供8000万至1亿美元夹层债务，处于股权之上、优先债权之下。夹层资金主动承担建设期高风险，为后续商业银行优先贷款提供“风险缓冲层”，使原本处于“可融资边界”的项目变得可融资[2]。</p>


<p>　　绿色债券与国际银团在成熟市场已形成成熟范式。英国Carrington Storage项目(680MW/1360MWh)通过国际银团融资约2.35亿英镑，远景能源供应核心设备。华能英国门迪项目(100MW/100MWh)则开创了中国企业海外储能项目获得国际绿色银团贷款的先河[3]。这些案例表明，成熟市场的储能项目已具备基础设施级资产的可融资性。</p>


<p>　　政策建议：核心是让收益可预期</p>


<p>　　基于上述分析，当前最核心的堵点仍是储能项目长期收益的不确定性。为此提出以下建议。</p>


<p>　　完善收益机制是根本。应制定跨周期储能产业发展规划，明确容量补偿、辅助服务收益等核算标准，将政策要求转化为项目可预期现金流，减少政策波动影响。同时推动央地政策统筹联动，国家层面出台统一的收益保底或补贴机制，分担地方财政压力，少量中央财政资金可撬动数倍社会资本投入。</p>


<p>　　优化绿色金融政策效能同样关键。要扩大资金供给，利用储能纳入绿色产业目录的契机引导信贷投放；用好碳减排支持工具，鼓励地方配套财政贴息；建立统一清晰的申报流程，提高审批效率。此外，应拓展多元化股权融资渠道，引导社会资本与耐心资本投向储能技术创新和基础设施，鼓励探索“储能+算力中心”等新质生产力基础设施的投融资模式。</p>


<p>　　最后，搭建储能资产信用数据平台至关重要。建立统一的储能资产运营数据平台，归集充放电效率、实际利用率、安全记录等关键指标，为银行信贷评估、保险产品设计、ABS/REITs发行提供可信底层数据，让资金方“看得懂、算得清、敢投资”。</p>


<p>　　储能已成长为独立的万亿级市场。盈利模式的清晰化是融资可及性的前提——当储能电站具备稳定收益预期时，资金自然会来。当前绿色金融工具箱已初步成型：政策性工具补充资本金，绿色信贷和融资租赁覆盖建设期，资产证券化和REITs盘活存量，混合融资破解高风险项目难题。不同类型、不同阶段的项目都可以找到匹配的资金来源。下一步的关键在于进一步完善市场机制，为储能项目收益提供长期稳定性，并推动绿色金融相关优惠政策和金融工具创新的规模化落地。</p>