中国储能网讯：在能源转型的关键时期，储能作为平衡电力供需、提升电力系统稳定性的重要资源，正面临着前所未有的发展机遇与挑战。近期，有自媒体指出储能项目正走向 “EPC+F” 招标模式，并列举了黑龙江、山西以及山东等地的项目案例。但在全面市场化交易的大背景下，这一模式真能为储能电站建设注入强大动力吗？

“EPC+F” 模式在新能源领域的过往表现

在以往的新能源风光电站项目建设中，“EPC+F” 模式成绩斐然。产业系融资租赁公司借助这一模式，不仅成功推动了 EPC 订单的落地，还为中小民营业主量身定制了适配度较高的金融解决方案。通过整合工程建设与融资环节，项目建设初期的资金难题得到有效缓解，加速了新能源项目的落地进程。不过，当我们将目光聚焦到储能项目时，该模式能否简单复制、推广，还需打上一个问号。

全面市场化交易下储能产业的机遇与困境

随着国家发改委和国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确取消配置储能作为新建新能源项目核准的前置条件，这一标志性事件宣告新能源 “强制配储” 时代落幕。政策调整的核心意图在于引导储能行业从单纯依赖政策驱动，转向依靠市场机制优化资源配置，进而提升储能的经济性与实际利用率。

从长远视角来看，全面市场化交易无疑为储能行业开辟了更为广阔的发展空间。在电力现货市场、辅助服务市场等逐步完善的过程中，储能电站可通过参与调峰、调频、备用等多样化市场服务，获取多元化收益。

但短期内，取消强制配储给储能电站收益带来了不小冲击。以宁夏、山东、河南等地区为例，容量租赁在储能电站收益构成中占比较大，强制配储取消后，这部分收益大幅缩水，严重影响了储能电站的经济性。

“EPC+F” 模式在储能项目中的可行性剖析

“EPC+F” 模式，即设计、采购、施工总承包附加融资支持，在储能项目建设中逐渐崭露头角。它旨在通过引入融资机制，解决业主在项目建设初期面临的资金短缺难题，保障项目顺利启动与推进。然而，这一模式能否成功落地，归根结底取决于储能电站自身的盈利性。

在当前市场环境下，“EPC+F” 模式的业主多为中小民营企业或融资渠道有限的地方国有平台公司。随着央国企对 EPC 监管日益严格，EPC 单位难以为这类项目业主提供增信支持。在此情形下，融资机构放款时，不能单纯依赖项目主体信用，而是更加关注储能电站建成后的第一还款来源对融资还款的覆盖程度，这就使得项目盈利性成为关键因素。

这无疑对 EPC 单位提出了更高要求，其不仅需具备扎实的工程管理能力，还必须拥有从融资视角评价储能项目的能力，从而提高项目落地转化效率。具体而言，EPC 单位需从以下多个维度评估储能项目盈利性：

1、项目规划维度：

区域储能需求与政策环境：优先选择储能需求明确、政策环境优越的地区布局项目。项目选址应紧密结合所在地区的电源结构、网架结构及并网节点位置，确保储能需求精准定位，避免盲目建设。同时，政策的支持与引导是项目实现盈利的重要保障，优先考虑盈利渠道清晰且稳定的区域投资建设。

2、项目建设维度：

（1）造价合理性把控：精准评估项目真实造价，避免因造价波动过大引发融资困难。合理的造价是项目融资与盈利的基础，这要求准确估算项目从设计到施工全过程的成本，同时合理引导业主方建设期“非合理”诉求。

（2）优质合作方选择：慎重选择电芯及系统集成商，优质的合作伙伴是保障项目建设质量与安全的重要支撑，对项目长期稳定运营及收益获取至关重要。

3、项目融资维度：

融资比例与期限设置：融资比例一般不宜高于项目总造价的 80%，融资期限应控制在电芯有效寿命范围内，通常以 8 年左右为宜，避免因期限过长导致项目还款压力过大，确保项目还款计划合理可行。

4、项目运营维度：

（1）项目合规性审查：确保项目备案、电网接入、土地预审等各项手续完备，完备的手续可有效降低项目实施过程中的政策风险与运营风险，保障项目依法依规顺利推进。

（2）业主综合实力考量：业主需具备一定的资本金实力，且最好拥有运营管理经验。

在全面市场化交易背景下，“EPC+F” 模式为储能电站建设提供了新的思路与可能。但其成功应用高度依赖储能项目自身的盈利性。EPC 单位需不断提升自身能力，从融资视角深入评估项目，提升项目落地转化率；项目业主与各方参与主体也需通力合作，打造符合市场需求、具备盈利能力的优质储能项目，方能让 “EPC+F” 模式在储能电站建设中发挥最大效能，助力储能产业蓬勃发展。