文章核心观点 - 独立储能行业在政策驱动下进入市场化竞争阶段，项目备案数量激增，呈现“跑马圈地”现象，但行业整体面临盈利模式不清晰、投资回报不确定的挑战，部分项目已出现亏损或推进受阻 [3][6][9][10] 独立储能定义与政策转折 - 独立储能的核心特征是作为独立主体并网，直接接受电网调度，区别于需依托新能源场站的新能源配储项目 [5] - 2025年2月国家发改委、国家能源局的“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”终结，独立储能正式迈入市场化竞争阶段 [5] 行业热度与“跑马圈地”现象 - 政策刺激下，独立储能项目备案数量突飞猛进，以广东为例，2025年以来备案且通过审核的项目达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 [6] - 业内将此现象形容为“储能领域的‘跑马圈地’”，企业通过提前备案锁定稀缺的优质储能资源（如并网接入点、土地指标），但项目后续是否落地建设则“先不管” [6] - 根据国家规划，到2027年全国新型储能装机规模目标为1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，这增强了投资者的信心 [6] - 行业热度传导至上游，电芯供应紧张，有公司电芯库存告急，临时下单交货期需排到几个月后，电芯厂家生产线满负荷运行 [7] 盈利模式演变与地区差异 - “强制配储”时期，独立储能主要盈利模式为容量租赁，其收益高度依赖新能源发电企业支付的年度容量租赁费用 [9] - “136号文”下发后，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 [9] - 各地政策支持力度与市场化规则差异显著，并非所有电站都能同时获得四种商业模式的收益，最终盈利高度取决于整合运营多种收益渠道的能力 [9] - 政策具体执行力度存在不确定性，例如内蒙古的容量补偿标准从2025年的0.35元/千瓦时计划降至2026年的0.28元/千瓦时，增加了投资回报的波动风险 [9] 面临的挑战与投资困境 - 部分地区独立储能需求有限或市场条件不佳，例如广东，外来电力占比高，对独立储能需求相对有限，调频需求趋于饱和，调峰需求亦有限，且现货市场电价波动小，通过现货套利盈利难度大 [10] - 收益来源单一且不稳定，广东独立储能电站主要收益来源于调频服务，一旦未被电网调度则无收入，政策可能生变的风险已导致有公司叫停了一个装机300万千瓦、总投资超2亿元的项目 [10] - 广东、广西、湖南等地已有独立储能电站出现运营亏损，今年以来广东已有多个备案项目被撤回或作废 [10] - 取消“强制配储”后，新建新能源项目无需租赁储能，导致独立储能项目的容量租赁收入预期锐减，而多数省份尚未发布“136号文”配套细则，投资者普遍持观望态度 [10] - 当前独立储能盈利模式尚不清晰，仅靠部分省区已出台的容量补偿政策无法覆盖电站投资成本，还需依赖电力现货交易等途径，但在西北等电力消纳难题突出、缺乏足够用电消费端的地区，参与电力现货交易面临“电卖给谁”的困境 [11][12]