文章核心观点 - 当前独立储能行业投资热度高涨，项目备案数量激增，但核心的盈利模式尚不清晰，导致部分项目推进受阻甚至出现运营亏损，投资者态度谨慎 [1][9] 政策环境与行业转折 - 2025年2月国家发改委、能源局发布的“136号文”是行业重要转折点，明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准并网的前置条件，标志着“强制配储”时代终结，独立储能进入市场化竞争阶段 [3] - 政策驱动产业布局由强制转向市场主导，为投资营造了更清晰有利的环境 [5] - 国家层面规划推动行业发展，《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》提出到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元 [5] 市场热度与“圈地”现象 - 独立储能项目备案数量呈爆发式增长，以广东为例，2025年以来备案通过项目达178个，是2024年全年47个的3.8倍，2023年为29个，2022年为14个，2021年仅1个 [5] - 行业存在“跑马圈地”现象，企业为锁定稀缺的并网接入点、土地指标等优质资源而抢先备案，但项目后续是否落地建设存在不确定性 [5] - 市场需求旺盛传导至上游，电芯供应紧张，交货期需排到几个月后，生产线满负荷运行 [6] 盈利模式与挑战 - “强制配储”时期主要盈利模式为容量租赁，约占储能电站收益五成 [9] - “136号文”后，独立储能形成涵盖容量租赁、容量补偿、电力辅助服务（调峰、调频）、电能量交易（电力现货交易）的多元盈利体系 [7] - 但盈利模式尚不清晰，仅靠容量补偿难以覆盖投资成本，需结合电力现货交易等其他途径，而后者面临挑战 [9] - 盈利高度依赖地方政策与市场环境，不同省份差异巨大，并非所有电站都能同时获得四种模式的收益 [7] 地区案例与投资风险 - 内蒙古：作为投资最火热区域之一，政策支持力度大，根据当地政策，纳入建设清单的独立储能电站可享受每度放电0.35元的容量补偿，执行期10年，业内测算其内部收益率可达10%以上 [3][4] - 广东：对独立储能需求相对有限，主要集中在趋于饱和的调频和有限的调峰，现货市场电价波动小，套利难度大，主要收益来源调频服务存在电网调度不确定性，已有项目出现运营亏损 [8][9] - 政策未来执行力度存在不确定性，如内蒙古容量补偿标准计划从0.35元/千瓦时降至0.28元/千瓦时，增加了投资回报波动风险 [7] - 因盈利预期不明，部分项目被叫停或搁浅，例如广东一个装机300万千瓦、总投资超2亿元的项目被叫停，河南一个总投资1.4亿元的项目因投资回报率不达标而搁浅 [1][8] - 多数省份未发布“136号文”配套细则，投资者普遍持观望态度 [9]