华夏能源网获悉，日前，彭博新能源财经发布报告称，欧洲已签订租赁协议、处于商业运营日期（COD）的独立电池储能项目的预期杠杆内部收益率（IRR）最高可达16%。

这么高的投资收益，让中国的独立储能项目开发者羡慕不已。

今年6月，国家能源集团旗下长源电力（SZ：000966）发布第三版《投资管理办法》，写明的投资门槛仅仅是：国内新建、扩建独立共享储能项目资本金IRR≥6.5%、全投资税前IRR≥6%。另有数据显示，2025年，全国独立储能项目IRR平均值在6%—8%左右。

国家能源局、国家发改委等单位联合编写的《中国新型储能发展报告（2026）》显示，截至2025年底，独立储能装机达到177.26GWh，占全国新型储能装机的51.2%。而同期，欧洲包括独立储能在内的所有新型储能装机容量仅77.3GWh。

那么，作为新型储能装机大国，中国的独立储能项目收益率，为何比欧洲低那么多？未来，中国的储能项目收益率有没有提升空间？

欧洲储能IRR为何如此高？

彭博新能源财经在报告中称，捕获电价下跌正推高独立可再生能源项目的回报预期，因此投资者正将资金转投电池储能领域。独立储能资产可带来8%—12%的杠杆股权IRR，纯商业项目的回报率可达15%左右甚至更高。而在部分地区，如西班牙，该数值可达18%。

那么，欧洲独立储能项目的收益为何这么好呢？这离不开欧洲独特的电力系统结构和电力市场政策：

一是，欧洲拥有成熟完备的电力现货与辅助服务交易市场，能够为独立储能提供多元收益来源。

以EPEX现货市场为核心，欧洲电力市场普遍采用15分钟粒度的现货结算机制，调频等各类辅助服务市场均对储能资产开放。储能电站可以同时参与现货套利、辅助服务、容量补偿等多个交易板块，收益来源多样化。

二是，输配电费豁免政策，直接降低了独立储能运营端刚性成本。

在2020年之前，欧洲许多地方的储能系统，无论是从电网充电还是向电网放电，都要支付费用。2020年，欧盟委员会认为，电网使用费的“双重收费”不应适用于储能，并推动各国输配电费豁免。

此后，德国《能源工业法》明确，2029年8月之前完成并网的独立储能，可享受最长20年输配电费豁免。2025年，罗马尼亚能源监管机构专门下发文件，以消除对储能电站的双重征费。

三是，天然气价格走高为储能创造了套利空间。

在电源结构上，天然气发电是欧洲电源的重要组成部分。近年来，由于俄乌战争、美伊冲突等地缘事件冲击不断，欧洲的天然气价格长期在高位波动。如在今年年初，欧洲天然气基准价格还是25欧元/兆瓦时，但到了8月就一度突破了60欧元/兆瓦时。当气价走高，峰时电价水涨船高，而谷时新能源（风电、光伏）边际成本近乎为零，价差随之急剧扩大，给了储能极大的套利空间。

上述几大因素形成合力，使欧洲变成了全球储能投资的“价值洼地”与“收益高地”。

值得一提的是，尽管欧洲储能电站的平均收益率较高，但是各区域也不尽相同。相对而言，西班牙、德国、罗马尼亚等国家的储能电站投资价值较高，而法国、挪威、瑞典、芬兰等国的储能电站投资价值有限，原因在于这几国或拥有丰富的核电、或拥有丰富的水电，能够维持电价的稳定，对储能的需求不足。

中国储能IRR能向欧洲看齐吗？

在中国，储能已经成为完成“双碳”目标不可或缺的一环。在新型电力系统的组成部分中，储能与源、网、荷并列，处于同等地位。“十五五”规划纲要也将新型储能定位为新型能源体系的核心支撑，纳入国家战略性新兴支柱产业。今年4月发布的《储能产业研究白皮书2026》明确，到2030年我国新型储能累计装机将超过3.7亿千瓦，较“十四五”末增长1.5倍以上。

政策很支持，规模也不小，但中国储能电站的收益情况却不容乐观——相比欧洲要少整整10个百分点。如果中国独立储能电站的IRR一直在低水平徘徊，恐怕将严重影响储能行业的发展。

那么，中国的独立储能IRR有希望向欧洲看齐吗？

中国的电力市场起步晚于欧洲，但目前国家政策层面正在大力推动。随着电力市场的逐步完善，储能电站所获得收益来源或将不再单一，将极大促进储能产业发展。

不过，要想大幅度缩小中国与欧洲储能电站的IRR差距，现在还看不到一星半点的希望。

彭博新能源财经在报告中提到的推高独立可再生能源项目回报预期的因素，是“零电价和负电价频繁出现”、“捕获电价下跌”。也就是说，欧洲储能较高的IRR，是建立在大规模的零电价和负电价基础上的。

负电价出现的根源是风光发电产生的多余电能无法被存储，而这正给储能提供了发展机遇。储能可以在负电价出现时拼命吞下大量的电能，而等到了日落风停或电价处于峰值时再大量卖出电能，赚取差价。

数据显示，今年第一季度，欧盟27国的日前电力市场负电价小时数达1223小时，而2025年同期数值为593小时，时长直接翻倍。其中以西班牙、葡萄牙、希腊等国家最为明显。

当前，中国一些地区也出现了负电价，但占比还极少，负电价时长也很有限。如果中国也出现类似欧洲的大规模的负电价，中国的储能电站IRR或许也能快速提升。

2025年5月1日至2日，山东电力现货市场曾出现连续22小时的负电价

不过，大规模负电价在中国几乎不可能发生，主管部门也不会允许发生。

一是因为，大规模负电价会对新能源产业造成重创。

就欧洲的情况看，负电价已经沉重地打击了当地新能源产业。负电价的大规模出现，导致风光电站“发得越多、亏得越惨”，最终沦为负资产，开发商、业主、资金方都损失惨重。更严重的是，如果这一情况得不到改善，资本将对新能源产业望而却步。而这是中国新能源产业万万不希望出现的。

二是因为，电力系统脆弱才会催生大规模负电价。

欧洲负电价的频繁出现，与当地传统基础电源的脆弱和落后的电网设施密切相关。尽管目前中国的新能源装机量飞速增长，但是火电依然承担着主力保障电源的作用，是中国电力系统的“压舱石”。同时，中国的电网也是全世界最完善、最坚强的电网，这也是中国很难出现大规模负电价的关键。

综合来看，未来随着电力市场的不断完善，中国储能电站的IRR会有所提升，但很难有较大幅度的提升，更别说跟欧洲看齐了。

从长远来看，储能电站投资收益也并非越高越好，只有保持在合理的收益区间内，不过高，也不过低，才更有利于中国新能源产业的发展。