来源：@经济观察报微博

记者 潘俊田

“近期已有十多家储能电站业主和金融机构联系我们，希望合作申报储能电站资产机构间REITs，今年我们也会申报4个自持项目。我认为，2026年是储能资产资本化的元年。”黄河实业战略投资部总经理、黄河资本合伙人张舒向经济观察报表示。

黄河实业是由山西省内头部民营企业成立的主要面向新能源产业的投资平台。黄河资本曾参与投资奇点能源、希迪智驾、博雷顿等能源领域公司，目前主要负责独立储能电站资产投融资及资本化相关工作，累计储能投资开发规模超过13GWh（吉瓦时）。

在去年初国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电量市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（下称“136号文”）后，光伏、风电的收益模型受到挑战，而随着容量电价机制和电力现货市场的建设，储能特别是大型储能的收益开始受到关注。

今年4月28日，“财通资管—阿特斯持有型不动产资产支持专项计划（碳中和）”成功设立，成为全国首单以储能电站作为基础资产的机构间REITs产品。

张舒说：“我认识的很多金融机构都在咨询或希望复制该项目，主要是看中了储能资产价值。”

今年以来，张舒与团队已陆续面向融资租赁机构、银行、险资、城投、能源类产业资本，以及谋求业务转型的地方国企开展多场储能投融资培训。他明显感觉到，各种资本对储能电站的热情持续高涨。

“储能电站尤其是大型储能电站，正形成一种类‘固收+’的资产收益模型，契合当前市场配置资金的需求。机构间REITs正式获批，让储能电站收益更趋标准化，有望吸引更多资金涌入。”张舒表示。

容量电价+电力市场收益=“固收+”

此前，风电、光伏（尤其是分布式光伏）具备较强的固定收益属性。在固定上网电价下，项目可以“躺赚”，大量的光伏开发商仅凭未来收益测算即可向银行申请融资。136号文发布后，尽管机制电价制度提供了一定保底收益，但风光项目整体收益已明显下滑。

在此背景下，储能电站的稳定收益开始受到投资者关注。经济观察报了解到，今年以来，包括越秀租赁在内，此前大量投资分布式光伏的融资租赁机构，已开始大规模投建大型独立储能电站。

张舒表示，工商业储能规模较小，且近年来各省逐步取消行政分时电价，风险较大，大型储能电站“固收+”特征明显，且需求的资金量大，一个项目投建规模即可超亿元、十亿元，可以满足大量资金的配置需求。

136号文明确提出，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

在此前“强制配储”时期，因风电、光伏项目有投建储能电站的需求，市场上逐渐出现了“容量租赁”模式，即由风电、光伏项目租赁大型储能电站，以实现并网要求。

136号文发布后，大型储能电站“缺买家”现象凸显。今年初，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，规定后续将陆续建立针对储能电站的容量电价制度，确保符合要求的大型储能电站有一定收益。

如今已有超过10个省份，出台了各地的储能容量电价政策，符合条件的大型储能电站可以根据装机规模获得固定收益。以宁夏为例，2025年9月12日，宁夏发展改革委印发《建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准2025年10月至12月按照100元/千瓦每年执行，2026年1月起按照165元/千瓦每年执行。“根据我们测算，容量电价可将大型储能IRR(内部收益率)抬升1至2个百分点，目前不少机构的融资成本已低于3%。”张舒说。

从去年开始，全国各地陆续推进电力现货市场建设，辅助服务市场和电力交易市场逐步完善，储能电站可以通过现货交易、参与辅助服务市场等方式实现运营收益。

据张舒介绍，在电力现货市场中，储能电站主动管理空间变大，运营好的电站和运营差的电站现货收益能相差4倍以上。

他以电力交易举例，大型储能电站交易员需要同时懂中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场，而且还要把策略在不同的市场中耦合。此外，把AI（人工智能）算法与自动化交易紧密结合运用（需要区域市场气象数据、能源结构细节、电力交易数据，且在对各省规则及电站性能参数充分理解的基础上不断微调算法），同时还需要了解当地电力生态，与电网、交易中心、其他市场主体风光储电站有良好的衔接，最终才能实现交易业绩的达成。

张舒说，整体计算下来，大型储能电站能有10%以上的投资回报率，还能通过设备、运营、运维实现超额收益，符合“固收+”资产的特征，并且由各省电力交易中心进行结算，几乎没有账期，现金流状况较好。

此外，大型储能电站的电能量市场、辅助服务市场、容量市场三类收益，可分别匹配现金流长期支撑、收益增厚、稳健打底三类配置需求。

张舒强调，虽然国家层面已有相应政策文件出台，2030年基本建成全国电力统一大市场，但各省政策出台进度不一，不同省份投建大型储能电站的收益可能相差较大。比如山西电力市场规则已迭代到16版，电能量市场和辅助服务市场已经放开，容量市场未来即将开放。但还有些地区只迭代了1、2版，很多规则有待完善。

张舒认为，大型储能电站若要具备资产证券化可行性、实现良好的“固收+”收益，需要满足多项政策与运营条件：项目所在省份电力政策稳定、经多轮验证可常态化结算；电能量市场与辅助服务市场具备充足历史运营数据；收益结构均衡可持续，避免过度依赖单一来源，从而降低未来政策变动对投资人的影响。

自持还是证券化？

据张舒介绍，风电、光伏电站主要由央国企完成投建规模，为了快速扩大规模，央国企会在风电、光伏电站开发完成后进行收购，开发商有“确定”的买家，但储能电站从一开始即以市场化为主。

在包括项目申报、施工建设等开发阶段，设备厂商、施工方、社会资本参与资本金投资，会匹配银行贷款或融资租赁机构提供的借款，以完成项目的前期开发与建设，风险相对较大。

项目建设完成后，产业资本、金融机构和国资能源企业开始进入，此阶段的储能电站仍然是一个非标产品，但风险较低。

最后，在储能电站完整运营半年到一年后，已有收益数据，可以进一步通过出售或发行机构间REITs等方式吸引新的投资人，主要是机构投资者：包括险资、银行理财子、券商、信托、资管等，风险相对最小。

张舒说，资金成本越低，越适合长期持有。成为标准化的证券化资产后，险资、银行理财资金等资金成本很低的机构再开始大规模介入。

以张舒所在的黄河资本为例，该公司成立之初便聚焦新能源股权投资赛道，有明确的资产配置需求。黄河资本起初侧重技术路线类风险投资，聚焦锂电池、钠电池等技术方向；后续判断下游储能电站技术路径已快速收敛，叠加成本持续下行、商业经济性凸显，于是转向布局储能电站领域。

张舒团队拟在今年实现一些优质电站资产的证券化。目前，黄河实业投资开发大型储能电站约13GWh，代运营管理超过8GWh。

张舒向经济观察报表示，现在很多企业确实持有储能资产，也实现了良好的收益，但选择自持或证券化和不同投资人的投资偏好强相关。

他说，储能资产具备重资产、长周期的典型特征。长期来看，自持的核心逻辑是“用资金锁定优质稀缺资源、用时间消化风险，赚取稳定现金流与资产增值收益”；而证券化出表则是“快速回笼本金、盘活存量资产，赚取规模与周转收益”。因此，资金成本越低，越适合长期持有；资金成本越高，越适合前期介入、后期通过资产证券化退出变现。

张舒表示，不同市场对底层资产的特性要求存在差异，储能电站持有方也需要结合储能资产本身特点，合理选择证券化路径。

他举例，对机构间REITs与公募REITs而言，储能电站的规模不宜过小。这是因为大规模资产更便于开展尽调、估值、审核、持续监管等全流程工作，既能有效严控单一资产风险，也能更好匹配国内长线大资金的配置需求。

去年底，国家发展改革委发布《基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目行业范围清单（2025版）》，首次将储能设施项目纳入基础设施公募REITs行业范围。不过公募REITs对底层资产有明确要求，需要底层不动产项目最近3年经营性净现金流为正，而目前大多数储能项目尚未积累足够的运营数据（未满三年），因此仅有部分早期投建的优质储能电站，具备发行公募REITs的条件。

张舒说，大型储能电站中，表前大储（网侧独立储能）更适合资产证券化。相较于表后大储（涵盖新能源配储、绿电直供、零碳园区等），后者主要用于内部自平衡、降低输配电成本，与电力负荷关联紧密，且涉及多个主体，在确权、合规等方面存在较多问题，只有将其转化为独立储能项目，具备独立法人地位，可独立核算、自负盈亏，并能直接与电力调度机构签订并网调度协议，才具备发行REITs的可行性。