近日，思格新能源披露，其与碧澄能源、洛能资本、投中资产签约设立网侧独立储能开发基金，首期目标规模5亿元，目标投资装机规模1.5GWh的大储项目。

其实，这种独立储能开发基金在业内已经不是孤例。如海博思创与越秀产业基金此前提出，打造覆盖开发、持有及资产证券化的基金矩阵；科力远与中创新航、凯博资本等共同设立的储能产业基金，也在2025年宣布拟将认缴规模由4.02亿元扩大至14.02亿元。

基金的接连出现，值得观察的不只是募资数字，而是它们试图解决同一个问题——如何把分散在不同企业手里的项目、设备、资金和运营能力，组织成一项可以落地的投资。

开发基金的价值，也不是给储能项目套上一层金融包装，而是把“有人想投”推进到“有人出资、有人建设、有人运营、有人承接”。

不是简单凑钱，而是重新组织项目开发

理解开发基金，首先要看它究竟投什么。与主要投资企业股权、等待企业成长或上市退出的产业投资不同，独立储能开发基金更关注电站项目本身：通过投资项目公司，把资本投入开发建设，再通过电站运营、股权转让或资产证券化回收资金。海博思创与越秀产业基金提出的分阶段基金安排，正是这种思路的体现。

这里的核心矛盾，是单个企业的资本金与连续开发多个项目之间的错配。举一个简化的例子：假设一座电站总投资5亿元，按25%的资本金比例测算，就需要1.25亿元权益资金，另外3.75亿元仍需解决融资。这只是示意，实际比例取决于项目条件和融资审批，但它说明，企业即便能承担一个项目，也未必能同时承担多个项目。

开发基金要做的，是将多方资本集中起来，再为项目匹配贷款或融资租赁，从而减轻单一主体的资金压力。但资本金只是第一步，更重要的是把不同环节的责任落实到位。

在上述四方合作中，投中资产担任基金管理人，拟与洛能资本共同设立普通合伙人平台；碧澄能源、思格新能源承担项目开发与建设期管理，思格提供储能系统及技术支持，碧澄负责并网后的运营。

这套分工的意义在于设备企业不必独自承担全部投资，开发商不必自己补齐所有技术能力，资金方也不必从零建立电力交易团队。各方不只是共享收益，还要共同承担项目风险。

表 独立储能开发基金及相关合作案例

此前，类似模式也有落地样本。科力远2025年5月公告显示，其参投储能产业基金已对外投资1.63亿元，支持河北井陉200MW/400MWh、望都100MW/200MWh独立储能电站建设，两个项目分别于当年2月、5月完成商转。

不过，商转并不等于已经验证长期盈利。基金能不能持续做下去，还要看这些项目后续能否形成符合预期的现金回报。

谁能把融资做实，谁才有能力牵头

基金成立，并不等于建设资金已经到位，目标规模、认缴规模和实缴资金其实是三个概念。如科力远在基金扩募公告中明确，资金将根据项目实际进展分期分批实缴。这意味着，判断一只基金的落地能力，不能只看发布会上宣布了多少亿元，还要看资金何时到账、满足什么条件才能投资。

资本金之外，项目融资同样不能靠一句“引入金融机构”解决。一个具有代表性的案例是望都项目。科力远2024年12月公告披露，项目融资租赁本金为2.08亿元，公司为其中50%的债务提供连带责任保证；融资安排还涉及项目财产抵押、收益权质押及股权质押。

这个案例说明，产业方参与基金，并不意味着其信用责任就此消失。对牵头方而言，真正的能力是把出资安排、融资条件、担保责任和建设进度谈到可以执行，而不是把合作伙伴的名字排在一张签约海报上。

表 基金支持项目落地、融资及资产退出案例

因此，挑选合作方时，应当问得更具体——谁能落实资本金？谁愿意提供必要增信？项目延期后谁补充资金？现金流低于预期时如何还本付息？只有这些问题得到回答，所谓“资源整合”才有实际内容。

与此同时，多方合作也可能产生利益冲突。假如设备供应商同时是基金出资人，设备销售利润与电站长期回报就需要放在同一张账上审视。采购价格是否公允、关联交易如何决策、建设超支由谁承担，都应在投资前说清楚。

开发基金可以分担风险，却不能让风险凭空消失。真正优秀的牵头方，不只是能把人聚起来，更要能把权责安排清楚。

运营不再是后端服务，而是融资的前提

无论股权资金还是债权资金，最终都要回答：电站靠什么赚钱，赚到的钱能否覆盖支出？

近几年来，国家政策正在改善储能的收益基础。2026年1月发布的114号文明确，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价；同时实行清单制管理，并结合顶峰能力等因素确定标准。这不是所有备案项目都能自动获得的无条件保底。

容量收入之外，市场化交易能挣多少钱，仍需落实到具体项目。即便看到了较大的电价差，也不能直接把它当成利润。114号文同时明确，独立储能充电时需缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，输配电费则有相应的缴纳、退减安排。

因此，项目测算不能只比较最高电价和最低电价，还应把充放电损耗、电池衰减、运维支出和融资成本放进去。更要追问：预测的充放电次数能否兑现？不同市场收益能否同时获得？未来竞争增加后，当前的收益假设是否仍然成立？这也是为什么运营方应在投资阶段就介入，而不是等电站并网后再寻找。

如碧澄能源在此次合作中承担并网后运营，并计划依托电力交易平台和算法体系优化充放电策略。这表明，运营能力已被放进基金的初始分工，而非作为建设完成后的附加服务。但评价运营方，不能停留在AI预测、量化交易等概念上。更有价值的是已运营项目的真实结算记录、策略失效时的风险控制，以及扣除全部成本后的现金表现。

对运营绩效作出约定，有助于明确责任；但技术性能承诺、运营考核与市场收益保证必须分开。假如所谓收益兜底缺乏履约能力支撑，就只是把市场风险转移给另一个未必能够承担它的主体。对开发基金而言，运营能力不是锦上添花，而是让收益预测具备可信度、让资金愿意进入的关键。

退出开始破题，开发才可能持续循环

开发基金真正的考验，不只是投成第一批项目，而是第一批项目成熟后，能否释放资金继续开发。

目前，这一环节已经出现新的进展。2026年6月9日，阿特斯储能机构间REITs在上海证券交易所挂牌，底层资产为甘肃酒泉肃州区200MW/800MWh电网侧独立储能电站，发行规模4.51亿元。这为储能存量资产盘活提供了具体样本。

需要区分的是，机构间REITs主要面向专业机构投资者，与面向公众发行的公募REITs并非同一种产品。出现首单，也不意味着所有储能电站都已具备同样的退出条件。但它展示了一种可能的资本接力——开发资金承担前期筛选和建设风险，待项目具备运营记录后，由适合长期持有的资金承接。原投资方回收的资金，再用于下一轮项目开发。

这种循环能否成立，取决于资产质量，而不是金融工具的名字。2026年7月，上交所修订相关规则，进一步明确机构间REITs的权益属性，并强化对基础资产现金流独立性、关联交易公允性等事项的核查要求。

这意味着，退出标准应当从开发第一天就进入项目管理。权属、合同、采购、财务核算和运营数据，都不能等到准备出售资产时才补课；开发基金的存续期限，也应为项目培育和退出预留足够空间，而不能把到期时一定有人接盘作为默认前提。

从行业长期发展看，开发基金的重要性，不在于制造更多大额签约，而在于建立一种更有效的分工：让懂项目的人筛选项目，让懂技术的人保障交付，让懂交易的人经营资产，让不同期限的资金承担与自身能力匹配的风险。

储能行业需要的，不是用更多杠杆把所有项目都推上马，而是让真正具备系统价值和商业可持续性的项目获得资金、形成回报，并以此支持下一轮建设。当这样的循环逐渐跑通，开发基金才会从项目落地的融资工具，成长为推动储能产业长期可持续发展的重要力量。