新一輪儲能“盛宴”正在到來。

3月中旬，浙江籍上市公司天宏鋰電（920252）公告稱，旗下子公司將在黃陵縣投建200MW/600MWh獨立儲能項目，投資金額達到7.18億，成為該公司上市以來最大單筆投資。

1132公里之隔，天宏鋰電為什么盯上陜北呢？

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7.18億：四大創收路徑

先來看看項目的具體信息。

該項目落地于黃陵縣黃陵高新技術產業開發區，擬占地面積約50.67畝，建設最大功率200MW、容量600MWh的獨立儲能電站。具象化來看，這一規模在業內屬于中型偏上的儲能電站，可滿足約十萬戶家庭一天的用電需求。

在儲能電站批量下場的當下，我們更關注的是天宏鋰電是如何賺錢的？參考已建成的獨立儲能電站，大致有以下途徑：

一是最直接的收入途徑，賺電力“差價”。

儲能電站可以通過在低價時充電，用電高峰期高價放電的形式，賺取電力中間差價。以華能山東萊蕪100MW/200MWh儲能電站為例，該電站能夠做到深谷電價低至0.04元/kWh，尖峰時段達0.8元 /kWh收益，日均充放電2次，年收入可達1.38 億。

二是容量電價機制下，企業享受的“保底收益”。

該機制在國家發改委今年1月30日發布的《關于完善發電側容量電價機制的通知》中得到最新確認。核心是以當地煤電的容量電價為基準，按儲能電站的放電時長進行折算，給獨立儲能提供一筆按年計算的“保底收入”。

盡管陜西目前沒有確認具體價格，但甘肅、寧夏等省（區）已經出臺政策，以甘肅每年每千瓦330元標準為參考，該項目保底收益大致能夠達到3300萬/年。

三是參與電網調峰，獲取補償收益。

該機制下，儲能項目在電網負荷低谷時多用電（填谷）、在高峰時減少用電（削峰），可以獲取經濟補償，長三角地區的標準是，直接提供深度調峰服務可獲得0.16元/kWh的補償。

四是對外出租電站的容量，獲取租賃收益。

電力容量的租賃主體有很多，例如工業園區或工廠等用電大戶，通過租賃儲能來降低變壓器擴容成本、參與需求響應或作為備用電源；電網公司也會租賃儲能容量，用于調峰以及應急備用；此外還包括傳統發電廠、虛擬電廠等主體。

就此來看，儲能市場似乎不缺買家，那具體收益如何？

以相似規模的儲能電站為參照，2025年志丹縣建設的同體量項目，建成后預計年營業收入1.4億元，創利稅2638萬元，整體項目回收期大致在8—9年，收益率（IRR）在8%左右。

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最大單筆：重注黃陵

雖說鋰電池業務是天宏鋰電核心，但對于獨立儲能電站來說，公司卻是個“新手”。

此前其更多在電池模組（電動車、無人機等）、工商業儲能、家庭儲能等領域發力，正式進入獨立儲能業務則是在2025年7月，陜西成為率先布局區域。上市公司公告宣布與陜西中基方舟、北京國信雷音科技三個主體共同出資成立陜西易簡天宏公司，全面進軍獨立儲能電站業務，該公司也是本次在延安投資電站的主體。

合作開展獨立儲能電站業務，成為天宏鋰電的主要打法。

金融棒棒糖統計發現，自去年7月以來，其已經在河北、陜西、江蘇三省成立四家合資公司，共同特點是都有當地主體公司的參與。

我們推測，采取這一模式具有以下原因：一是獨立儲能電站建設投資規模較大，合資方式可緩解公司資金壓力；二是當地公司的參與可借助其本土優勢，加快項目落地。

天宏鋰電的經營情況側面印證這一猜測，2025年公司預計實現營業收入3.99億元；歸屬于上市公司股東凈利潤僅為965.84萬元；經營現金流層面2025年前三季度為-326.14萬元，由正轉負；資產負債率尚可，為46.19%。在我們看來，合資共進正是打破資金約束的務實選擇。

值得注意的是，梳理天宏鋰電歷史對外投資，延安儲能項目也成為近年來其投資總額最大的一筆。此前項目還需追溯至公司IPO募資時期，總金額僅1.31億元，分別投向電池模組生產及研發中心，規模在千萬級別。

對比來看，我們認為以延安項目為代表的獨立儲能業務，當屬天宏鋰電的一次重注，若能夠順利建成并形成穩定的收益，也將為其后續在河北、江蘇等地的復制推廣提供樣本。

當然獨立儲能是一筆耐心生意，優勢在于收益穩定且可預測。2025年12月，國家發展改革委正式將“儲能設施”納入基礎設施公募REITs試點范圍，后續天宏鋰電是否會通過該方式提前回籠資金、實現良性循環，將會是重要看點。

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綠電消納：多渠道發力

儲能政策利好背后是新能源電力消納的緊迫感。

從全國數據看，風電平均利用率為94.3%，同比下降1.9個百分點，僅8個省（直轄市）較此前上升。全國光伏發電利用率為94.8%，同比下降1.8個百分點。與此同時，全國僅有8個省（直轄市）較此前上升，其余省份均有不同程度下降，其中就包括陜西。

當前陜西情況是，2025年風電利用率為95.3%，較去年提高0.9個百分點；光伏利用率從94.5%降至91%，下降3.5個百分點。整體新能源利用率從2020年的97.24%降至2025年的93.15%，下降4.09個百分點。

數據表現走弱的一個重要原因在于陜西新能源裝機量增速太快了。

金融棒棒糖統計的數據顯示；2020年陜西新能源裝總裝機容量為1883萬千瓦時，2025年則達到6512萬千瓦時，增幅達到245.83%。其中光電的裝機容量更為突出，從2020年1091萬千瓦時，增至4193萬千瓦時，增幅達到284.32%，遠高于風電的1819萬千瓦時，這或許也是其在利用率上低于風電的原因。

具體到陜北（榆林、延安），雖然沒有詳細數據，但我們從零散的信息中可以一窺其新能源消納現狀。

在榆林方面，在去年5月省政協召開的對口協商會議中，國網陜西省電力公司提出：“目前陜西儲能裝機發展相對滯后，受制于系統調節能力，榆林新能源利用率已下降至90%左右。”這一數據為準比全省平均值還要低。

在延安方面，截至2025年底，延安全市累計并網新能源裝機達到638萬千瓦，2020年該數據僅為207萬千瓦，5年時間內裝機量翻了三倍，比陜西整體增幅還要大。

由此可見，陜北地區對新能源電力消納的需求十分迫切。為此，陜西正通過多個渠道解決綠電消納問題：

其一是外送電力。今年6月即將投運的“陜電入皖”工程就是其中之一，該項目規劃中明確提及，每年輸送超360億千瓦時電能，其中50%以上來自陜北地區的風、光等可再生能源。此外，規劃中的陜西至河南±800千伏特高壓直流工程明確配套火電400萬千瓦，新能源1100萬千瓦。

其二發力儲能。這是補齊短板的關鍵做法，2024年陜西印發《陜西省新型儲能發展實施方案（2024—2025年）》，其中明確提及2025年爭取新型儲能總規模達到200萬千瓦以上。在此基礎上，陜西省2026年重點建設項目清單中還有5個儲能項目同步推進，總規模超過970MW/3.68GWh。

可以預見的是，在全國新能源利用率持續低走，以及儲能項目經濟性持續改善等多重因素驅動下，陜北這個“風光大基地”或許將迎來一波儲能產業的集中爆發。