绿金院：2026绿色金融支持新型储能加速发展研究报告

绿色金融支持新型储能加速发展支持新型储能加速发展研究报告 ）：力士融资租赁）、靳熹（申能集团）、孔令成（新奥能源）刘诗扬（交银金融租赁）、刘世宇（中国银行）、刘娅蕾（兴业银行上海分行）、陆春源与电力市场）、吴晓明（交通银行授信管理部）、肖明智（广东科技学院）、肖鑫利 2 3 5 8 1222实现碳中和目标，要求风电和光伏等可再生能源装机规模持续大幅扩张，随之而来的高渗透率对电力系统灵活性与调节能力提出了更高要求。储能已成为保障新能源消纳和电力系统安全稳定运行的关键基础设施，其发展备受产业界和政合理测算储能未来装机规模与资金需求，对于企业制定产能规划、业务布局和技术投入，以及政府合理把握投资节奏、优化政策引导、前瞻性预判中长期市场趋势，均具有重要意义。近年来，行业主流机构在不同假设和技术情景下，对中国储能装机容量做出了多维度预测。尽管这些预测在具体区间上有所差异，但一致认同储能将在未来持续保持高增长。不过值得注意的是，当前大部分研究和政策讨论仍以装机规模为主，而对“储能产业整体资金需求与资金来源结构”的系统性量化研究相对有限，而这一维度对于资金组织、金融产品设计及政策协同基于此，本报告聚焦新型储能资金面，厘清未来新型储能建设的总量级及年与政策制定提供实证依据。在方法上，远期资金需求参考权威机构的多种装机预测情景，结合单位造价变化趋势进行综合推算；近期年度资金需求则主要依据近资需求预计为7-10万亿元，平均每年约为2000-2500亿元，未来三年（2026-55纳的重要基础设施。随着“碳达峰、碳中和”战略深入推进，风电、光伏等可再生能源持续大规模发展，对储增速放缓成为趋势。当前，各主流机构主要聚焦于装机规模的变化及远期空间。以中关村储能产业技术联盟66券商研究机构和第三方机构对未来储能装机增长同样持乐观预期。例如，国海证券预测，2030年国内新型储能累计装机规模将在350-400GWh区间，2060年有望达1800-2000GWh3。普华永道分析2025至代带来持续的成本结构调整，另一方面供应链上游各类原材料价格的剧烈波动。2024年，得益于碳酸锂价格走低。2025年，随着储能装机需求爆发，供需关系再度趋紧，上游供应链价格止跌回升，碳酸锂、六氟磷酸）：工商业储能装机约3800GWh，对应总资金需求可达6万亿元。电网多重需求，清新资本对电网侧储能资金需求测算需更保守，约2500亿元。结合近期新型储能的发展来看，该结合上述研究成果和最新产业发展态势，本报告在装机规模预测的基础上，分场77年度资金需求，依据新型储能项目备案88金融机构信贷投放以及地方政策配套更具直接参考价值。特别是在新型储能行业步入政策密集出台和市场加速扩容阶段，及时跟踪备案与投产数据，能够更准确反映行业真实的建设热度与资金流动强度。本节结合项目备备案数据是反映行业发展热度和投资信心的领先指标。以2024年及2025年上半年为例，全国范围内新100%全部转化为实际投产，未来2-3年我国储能项目年度实际新受储能需求爆发的影响，上游原材料价格重回上升通道，抵消了部分技术降本红利，再考虑到土地、接网等非）：）：）：综上，近期新型储能年度资金需求预计在1467-1956亿元，其中电源侧和电网侧项目年均需求分别约为能够较为准确地反映行业的真实建设进度和实际资金需求。对于金融机构、储能企业和各类投资主体而言，这一测算结果不仅为年度信贷、投资计划和风险管理提供了重要参考，也有助于及时把握行业景气度变化和区域99前文分析了年度新增投资强度，本节转向资金来源的结构分析。资金口径限定为支（CAPEX涵盖电芯、PCS、系统集成及工程建设等固定资产投入。本节测算侧重于购置资金，而针对储能企业发展与技术创新的一级市场股权投资（含风险投资和私募股权投资），不纳入本节的产能建设资金测算，运营期资本开支和流动资金需求亦不在此列。本节核心关注点为新型储能项目年度新增结构。在融资结构方面，依据国家关于固定资产投资项目资本金制度的规定，电力类项目资本金比例最低要求机构在授信时的风险偏好相对审慎。同时，依据已上市可再生能源运营商的资产负债率平均情况，参考近期主流可再生能源运营商及储能电站的实际投融资案例，项目建设期通常采用“30%以及政府引导基金、绿色产业基金等。央企和大型国企依靠自身资本金和留存收益，承担了大部分大型项目的左右。剩余10%-20%的资本金来自民营企业及各类基金、专门化投资平台等多元主体，对灵活性、创新项目尽管现阶段央国企的主体信用支撑了行业大部分的资本金需求，但面对未来巨大的资金缺口，单纯依包括绿色公司债、企业债等，适用于储能企业或能源集团主体层面资金补充，部分成熟项目可通过定向用途债券对接项目池，但单体储能项目主要面向设备端资本开支，融资租赁公司通过金融债等资金池为设备采基于前文分析，本报告绘制了新型储能领域资金潜在来源桑基图：图中自右向左依次展现各场景资金需求，随后逐步拆解为资金结构（股性/债性）和具体来源，再通过信贷、租赁、债券、基金等潜在资金新型储能行业需要各种特征的资金参与。电网侧和电源侧储能项目单体规模大、技术标准化程新型储能行业需要各种特征的资金参与。电网侧和电源侧储能项目单体规模大、技术标准化程金和专业基金等产业资本。当前储能领域的主流融资方式仍以银行信贷和债券为主，但在实际落地过程中，存在明显的结构性障碍。多数银行信贷额度主要依托央企、国企等大型能源集团的总授信体系，项目资金投放以母体主体信用、整体资产负债表及可提供抵押品为核心，而较少将单个储能项目视为可独立评估、具备可计量现金流的“类基础设施资产”来单独授信。因此，尽管行业整体授信规模较大，真正能落实到单体储能项当前银行在储能项目信贷投放中，对资产自身现金流和项目主体信用和传统抵押为主。即使部分储能项目具备相对稳定、可预测的运营现金流，其在信贷审批中的独立作用依然有限。现有金融产品还未能充分对接储能资产的业务特性和风险分布，项目现金流定价机融资租赁作为信贷资金的重要补充，凭借融物属性和灵活机制，为行业弱的民营企业或独立项目公司，融资租赁能覆盖项目建设期及设备采购环节的资金缺口，且具备审批流程快、放款周期短的优势。然而，由于绿色融资租赁尚未被完全纳入现有绿色金融的政策支持范围，融资租赁机构还无法像银行那样享受碳减排支持工具等低成本资金通道，也难以获得相关的财政贴息或优惠政策。这导致融资储能项目的盈利能力与盈利模式，是决定其可融资性（Bankability）的基础。深入分析多元化的盈利模式，是评估项目投资价值的核心，也是加速储能产业投融近年来，国家和地方层面密集出台储能相关政策，重塑了储能项目的收益结构与投资回报。储能项目盈利能力的提升，本质上取决于政策能否将储能的系统价值有效转化为可计量、可结算的现金流。当前影响储能项目收益的关键在于电力现货市场、容量市场（或容量补偿）以及辅助服务市场的成熟度。从各地进展来看，现货市场和容量补偿推进较快的省份，投资收益表现明显优于其他地区。例如山东、投资吸引力显著提升。辅助服务市场方面，尽管国家已出台相关规则（如196号和表后市场（用户侧/工商业与户用/分布式）之间存在显著分化。表前市场更侧表后市场则以峰谷套利、需量控制、需求响应和虚拟电厂等多元机制为主，受地区随着电力市场化改革深入和区域政策加快落地，储能收益结构由价差套利单一模式向容量补偿、辅助服务、多元市场收益转变。政策进度快的区域，项目现金流本章将依次介绍储能的主要盈利模式、梳理各地政策落实进展，并综合展示不储能项目的盈利模式由参与电力市场的不同环节和应用场景决定，主要分为表前市场（电源侧、电网侧/集中式）和表后市场（用户侧/工商业与户用/分布式）。两类市场的），a.调峰服务是指经营主体为跟踪系统负荷的峰谷变化和可再生能源的出力变化，根据调度指令或出清结b.调频服务是指经营主体为减少系统频率偏差（或联络线控制偏差通过调速系统、自动功率控制等所提供的服务。调频服务主要为二次调频服务。二次调频服务是指经营主体通过自动功率控制技术，c.备用服务是指为满足系统安全运行需要，经营主体通过预留调节能力，并在系统运行需要时于规定时d.爬坡服务是指经营主体为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具e.调峰服务费用根据出清价格、中标调峰出力和实际调峰出力计算，或者出清价格和启停次数计算。调出清价格等要素计算。爬坡服务费用根据中标容量、中标时间、出清价格等要素计算。经营主体提供计量，为储能资产提供中长期稳定收入，对冲现货及辅助服务收入的波动性。典型模式包括容量补偿、顶峰期(4).容量租赁与长期合约：储能还可通过与新能源发电企业签署容量租赁协议，将可用容量转化为长期合表后市场主要指工商业用户和居民侧储能，参与需求侧管理和分布式能源市场峰谷电价套利：工商业和户用储能项目通过分时电价管理，“谷时充电、高峰放需求响应与辅助服务聚合：通过参与需求响应项目，工商业用户侧储能可蒙西、湖北、浙江等试点持续开展连续结算试运行，南方区域电力市场开展多轮结算试运行，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。随着电力现货市场的建设按下加速键，储能参与电力现货市场交易的地方性政策有则（试行）》《山东电力市场规则（试行）》《关于加快新型储能建设的通知》通知》项的通知》现阶段采用固定容量电价补偿方式，对煤电、电网侧新型储能提供的系统容量按贡献子以补偿。积极探索以容量供需为基础的容量价格机制，建立容量市场，对能提供容量的各类电源及需求侧资源都可通过参与容量市场获得容量煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，“日结月清”，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。同时，山东省在国内率先建立独立储能电力现货市场交易机制，可通过电量交易、容量补偿、容量租赁提出对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定。建立阶段性容量电价激励机制，河北省可享受容量电价补），2024年1月：容量补偿标准调整为0.0705元/kWh，独立储能示范项目补偿标准为月度补偿容量租赁价格由市场中标决定，价格区间99.5-1402024年4月：鼓励独立储能签订5-10年以上长期 2025年以来，中国新型储能市场结构正经历大的调整。新能源强制配储政策取消减少了电源侧储能新建独立储能能够直接参与电网调度与交易，通过容量租赁、现货套利等方式获取收益。本节将以独立来源：华安证券对独立储能未来发展具备较强参考价值。结合这些地区的储能补贴及相关支持政策，当前独立储能项目在多地已初步具备经济性。往未来看，容量电价政策有望加码，现货市场峰谷价差有望拉大，且此前的容量租赁合同1以蒙西独立储能项目为例，其盈利模式主要为容量补偿+现货市场套利收益。我们假设建设元/kWh，计算得到蒙西独立储能项目IRR为16.3%,蒙西良好的经济性主要得益于内蒙古高标准的容量补偿1独立储能的收益来源(1）容量租赁（2）现货套利（3）辅助服务（一次调频4）补贴。其中1）0.890.050.02河北省独立储能电站已基本建立起以“容量租赁+容量电费+现货市场套利”为核心的稳定盈利模式。05010015050100150200250300350400/kWh·（范围区间范围区间）辅助服务新疆收益结构日益完善，经济性显著提升。在山东、蒙西、山西、河北、甘肃、广东、广西等地，结合容量补偿、容量租赁、现货市场套利及辅助服务等多元化收益渠道，部分地区的项目已实现可观的内部收益率，逐步具备吸引投资主体积极参与的基础。总体来看，独立储能项目正由政策驱动向市场驱动过渡，未来有望凭借持续优前文对新型储能领域资金需求及相关政策的系统分析，本章将聚焦于绿色金融产品的供给现状与实践路径，系统梳理当前已覆盖储能行业的政策框架、金融工具及典型应用案例。通过对政策与产品的归纳，结合各地金融创新与项目实际操作，为储能企业、金 已将储能纳入重点支持范围，明确指出包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、热能储能等新型储能技术2.超级电容单体、模块及系统等功率型储能产品，以及配套储能变流器、电池管理系统、能量智能市出台新型电力系统调节能力奖励资金管理办法，主要面向用户侧及独立储能电站，除提供度电奖励外，对采用先进技术的项目给予额外的40%一次性奖励，并在并网环节实施前置排序支持14。重庆市铜梁区重点对工除债权融资外，股权投资领域也有支持新型储能技术迭代与规模化应用的政策。2025年两会期间，国家发展改革委领导介绍国家正在推动设立“航母级”的国家创业投资引导基金，国家创业投资引导基金主要引导随着储能被正式纳入绿色金融支持范围，当前可以服务于储能项目的主要色债券、绿色融资租赁、绿色产业基金等。银行可为储能项目提供流动性贷款、项目融资、绩效挂钩等多种绿色贷款产品，资本市场则支持企业通过发行绿色债券、项目收益债、金融债等工具筹集资金，部分企在设备采购、建设阶段也采用了融资租赁模式。产业基金与夹层基金等股权类工具在部分省市试点落地，部分•覆盖产业链•新型储能创深圳市新型储能产业股权基金合伙企业：2023年10本集团、远致储能等9方拟共同签署《深圳市新型储能产业股权基金合伙企业（有限合伙）合伙协议》。储能基金的目标规模为85亿元，中集资本拟出资5亿元。该基金的投资期为十年，退出期为五年，投资•碳减排支持工具的利率•绿色信贷专项统计与考核•大型储能设•大型储能项•优化审核安排、提供融资便利等支•部分地区有•国际市场需求大，发行利率有一定•绿色债券发行门槛高，审批流程复杂，不能支持到中小型•目前储能项目往往只做为绿色债券募集项目中金全部用于建设国内首个重力储能项目“南通市如东电、光伏发电等清洁资源，提高能源利用效率，助力海洋资源保护和可持续利用。该项目预计每年可减排•暂无明确政•出资人资产低模式尚不成高任公司设立凯辉新能源基础设施基金，并与道达尔能源签署合作协议，共同为中国工商业分布式光伏及储支持专项计划（碳中和）”,在上海证券交易所成功色资产支持票据（ABN），发行总规模4亿元、利保险产品以来，在保的储能电站已约有150座，保绿色供应链金融服务模式：深圳建行围绕绿色产业核心企业，深入绿色产业链交易场景，以“产业互联网业链提供服务。例如，帮助新能源电池企业欣旺达以/在前文梳理的多类金融产品工具中，部分模式已在各地储能项目中落地。本节选取了其中几种典型）：在“双碳”目标推动下，甘肃省作为新能源大省，风光装机规模持续攀升，电网对调峰调频的需求日益迫切。随着2023年底至2024年上半年电芯成本的大幅下降，叠加《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》等政策利好，独立储能项目的经济性逐渐显现。在此背景下，交银金租作为国内融资租风险隔离与闭环：鉴于项目股东担保能力相对较弱，交银金租设计了通过持有电站所有权及项目公司股权，并与电网签订资金监管协议，确保所有售电及补偿收入优先进直租模式的前瞻性应用：在储能行业商业模式尚在探索期，交银金租通过直租模式提前介入建设期融资，弥补了传统银行信贷对完工风险和收益确定性要求过高的短板，体现了租赁工具在基建类项脱离强担保的资产信用风控：突破了过往依赖强主体担保的融资逻辑，转而基现金流和资产价值进行风控。通过对账户、股权和资产的实质控制，探索出了适合民营主体参与大型深度结合电力市场运营：项目并未止步于简单的设备租赁，而是深度关注资产运营效率。4小时长时储能系统的配置，结合智能充放电策略，使其在现货市场中具备更强的套利能力，提升了资产的随着工商业企业减排压力的增加，分布式光伏与配套储能成为降低的关键路径。为应对这一市场需求，道达尔能源（TotalEnergies）联合凯辉基金及大家投控，共同设立了凯辉新能源基础设施基金。该基金聚焦于中国市场的工商业分布式能源资产投资，旨在利用产业方的技术能力与资金方的资本运作优势，解决分布式资产开发分散、融资难的问题，目前已覆盖汽能源管理经验，负责底层项目的开发、建设与运营标准制定；凯辉基金则负责项目的筛选、风控及后标准化资产投资与收益锁定：项目主要投资于用户侧工商业储能及光伏，通过与工商业客户签署全生命周期的资本规划：基金在运营期灵活配置流动资金贷款、融资租赁等债权工具，优化资本结构。同时，基金引入了数字化管理手段，计划将成熟运营的分布式资产进行标准化打包，为未来通期限长的特点，与新能源基础设施资产长期稳定的回报特性高度契合，为行业引入长线机构资金提供基于项目资产未来的现金流进行授信，而不追索股东其他资产。这推动了分布式能源融资从依赖主体调和实时管理，确保了项目数据的真实性和不可篡改性。这一举措解决了分布式资产点多面广、监管武汉蔚能武汉蔚能2024年度第一期绿色电池定向资产支持票据随着新能源汽车保有量的提升，车电分离模式（BaaS）逐渐成熟，动力电池作为独立资产的价值开始显现。作为电池资产管理运营商，武汉蔚能面临资产规模快速扩张带来的资金压力。为盘活存资产证券化结构设计：蔚能筛选了旗下1.8万块动力资产，打包发行证券产品。通过将未来可预期的现金流贴现，公司一次性募集了4亿元分层增信与风险缓释：产品采用了“优先级/次级”分层结构，蔚能持有次级档承担劣后风险，优先保障投资人权益。同时，引入专业的担保机构提供增信支持，使优先级票据获得了AAA的最高技术驱动的资产风控：依托公司自主研发的电池云端管理系统，实现了对每一块电池资产物理状态、位置及运营数据的实时监控。这种技术手段解决了动产融资中常见的“确权难、监管难”问题，独立电池资产融资的突破：本项目是全国首单以动力电池租赁收益权为基础资产的ABN产品。它证明了动力电池可以脱离整车主体，作为独立的生息资产在资本市场进行融资，开创了电池资产证技术、金融的深度融合：将电池全生命周期的数字化管理能力融入金融产品设计中，利用技术手段提升了底层资产的透明度。这不仅提高了融资审核效率，也为绿色金融产品如何管控动产风险提供作为一支专注于电池储能资产的封闭式投资信托，于2021年在伦敦证券交易所上市。基金专注于投资2小时时长的电池储能系统，利用英国成熟的电力现货市场和平衡机制获取收益。2025年，随着上市融资与滚动开发机制：HEIT成立初期通过IPO在公开市场募集资金，用于收购并建设拥有许可的储能项目。这种“上市募资-收购资产-运营分红”的模式，解决了储能项目建设期缺乏权益策略转型与收益优化：区别于早期的短时调频储能，HEIT选择了2小时时长的储能系统，并利从上市到私有化的退出路径：经过数年运营，HEIT证明了储能资产ForesightGroup的溢价收购将其ForesightGroup的溢价收购将其算法驱动的资产运营：项目的收益高度依赖全自动化的电力市场交易资产属性的重新定义：从IPO上市到被大型基建基金私有化，HEIT的完整生命周期证明了储能资产价值的演变。它标志着优质储能项目已从高风险的成长型资产，逐步被资本市场认可为具备稳定 峰谷套利、辅助服务、容量市场Barclays、HSBCBankUSA、ING、SociétéGénérale、项目合同方面，木星动力（JupiterPower）在项目融资中披露了具体的合同形态：Tibbits项目位于Michigan，2024年签署了20年购电协议PPA19，购电方为ConsumersEnergy第二层是市场化收入，包括能量套利、辅助服务、拥塞与节点价差机会等；第三层是政策性现金流，本案例的核心创新是平台级循环贷款及信用证结构。这种结构为储能开发商提供可循环、可开证信用证能力往往比一次性长期贷款更能提升开发效率，并网保证金、履约担保、设备采购等都需要信本案例为储能开发/运营商提供了平台级融资的参考。当平台具备规模化资储能作为实现双碳目标的关键支撑，当前正处于商业化早中期向规模化发展转型的关键阶段。测算结果显示，至年约为2000-2500亿元，未来三年（2026-2028）新型储能领域的项目建设年度资金需求为1500-2000亿元。但现制约了社会资本的参与积极性。为破解资金瓶颈、推动储能第一、出台有利于新型储能长周期收益的政策，提升社会资金参与的积极性。针对储能收益稳定性不足的核心痛点，以长周期政策设计稳定市场预期。建议制定跨周期储能产业发展规划，明确储能在电力系统中的功能定位、接入规则及收益构成，建立基础收益与弹性收益相结合的长效回报机制。通过确定容量补偿、辅助服务收益等核算标准，将政策要求清晰转化为项目可预期现金流，减少政策波动对投资的影响，降低社会资本投储能支持政策，这些支持政策较为碎片化，且多为短期试点，难以匹配储能项目长达十余年的运营周期，且受限于地方财政压力，市场投资主体和金融机构对补贴的长期兑现能力及政策延续性有担心。建议在整合现有地方经验的基础上，由国家层面出台统一的收益保底或补贴机制，分担地方政府的补贴压力，为市场提供长周期第三、用好现有绿色金融政策，从信贷规模、融资成本及审批流程三个方面优化支持力度。充分发挥绿色金融政策的效能：一是扩大资金供给，利用新型储能纳入绿色产业目录的契机，引导金融机构增加对储能项目的信贷投放力度；二是降低融资成本，用好央行碳减排支持工具，鼓励地方政府出台配套的财政贴息政策，降低储能企业的贷款利息支出；三是提高审批效率，建立清晰、统一的申报流程和审核标准，简化中间环节，让第四、优化支持新型储能的绿色金融产品，匹配储周期长，结合不同绿色金融产品参与新型储能难点针对性优化支持政策。优化绿色信贷与绿色保险的风险缓释机制，鼓励保险机构开发储能专属性能衰减与安全责任保险，通过保险分担技术性风险，提升银行探索建立绿色再保险分担机制，通过更高层级的风险分散机制，缓解保险机构对承保新型储能技术不确定性及大额赔付风险的顾虑；加大绿色融资租赁支持力度，将合规的储能融资租赁业务纳入绿色信贷贴息或碳减排支持工具支持范围，鼓励开展设备直租业务，利用租赁融物特性降低项目资本金门槛；拓宽资产证券化与股权融鼓励绿色供应链金融服务模式，依托产业链核心企业信用，积极开展应收账款保理与订单融资服务，解决上下 第五、拓展多元化股权融资渠道，加大新型政策性金融工具对新型储能的支持力度。长期看，能否激发更多市场化、长期限、结构灵活的资本金参与，将直接影响行业发展的可持续性。针对储能项目资本金筹措难及创新型企业融资需求，建议构建多层次的权益资金支持体系。一方面，利用地方政府专项债及2025年新增的政策性开发性金融工具，适度向新型储能领域倾斜，将其作为补充项目资本金的重要来源，缓解重大项目启动期的资金压力。另一方面，充分发挥产业引导基金的撬动作用，引导社会资本与耐心资本既可以投向储能前沿技术创新，培育行业内生动力，也可以参与储能基础设施的股权投资。此外，鼓励探索新型储能与算力中心等 价值评估难的问题，建议由政府部门、行业协会和第三方机构，建立储能资产运营数据平台。通过统一数据接口与统计口径，将项目充放电效率、实际利用率、安全运行记录等关键经营数据进行脱敏与标准化归集，融机构提供可信的第三方数据支撑。以此为基础，推动银行建立适配储能特性的信贷评价模型，支持保险机构开发针对性的性能保险产品，并为发行ABS（资产证券化）、REITs（不动产投资信托基金）等创新金融产品第