2025年，国家发改委136号文正式落地，宣告独立储能告别"政策强推"时代，全面迈入"市场化驱动"新阶段。

行业从"政策驱动"正式转向"运营驱动"，投资回报不再依赖政策"输血"，而是靠市场"造血"。

国家给出的"双轨制"方案很清晰：

• 电量全入市：新能源电量原则上全部进入电力市场交易

• 收益双保障：设置"稳定基础收益+动态激励"机制

广东、湖南等地机制电价最高达0.45元/kWh；山东峰谷价差已突破0.8元/kWh，为储能项目创造了实实在在的盈利空间。

华北：重在"双保险"，收益稳如泰山

河北：容量电价100元/kW，放电量补贴最高0.3元/kWh，双重保障让收益有底

内蒙古：推行"绿电制氢+储能"模式，独立储能享受10年放电量补偿（2025年0.35元/kWh），长期收益看得见

华东：峰谷套利+用户侧补贴，收益空间大

山东：全国标杆！峰谷价差超0.8元/kWh，独立储能充电免收输配电价，套利空间堪称"黄金窗口"

浙江：用户侧补贴力度大，如瓯海区直接补贴0.8元/kWh，连补两年，相当于"直接打钱"

西北：容量补偿+规模化，收益有保障

甘肃：全国首个将电网侧储能纳入省级容量电价的省份，标准330元/kW·年，收益稳定如"铁饭碗"

新疆：装机规模大，通过容量补偿（0.128元/kWh）平衡较低的机制电价，收益有保障

广东：实行"自愿配储"，机制电价全国最高（0.45元/kWh），投资回报有保证

四川：聚焦用户侧，2026年底前建成项目可享受两年电费成本疏导，降低初期压力

独立储能的收益不再单一，而是形成了"电能量+容量补偿+辅助服务+专项补贴"的四维收益结构：

电能量收益（峰谷/现货套利）：在山东、江苏等峰谷价差大的地区，这是"最直接的金矿"，收益最可观

容量补偿/容量电价：如甘肃的容量电价、内蒙古的长期放电量补偿，为电网侧项目提供"压舱石"式稳定收入

辅助服务收益：在广东、山西等地，参与调频、备用等服务是"隐形金矿"，贡献不容小觑

专项补贴：如浙江、四川的用户侧补贴，直接"雪中送炭"，降低初期投入或增加收入

高收益区：山东（用户侧套利）、甘肃（电网侧容量电价）、内蒙古（多能互补+长期补偿），IRR普遍超15%

稳收益区：广东（高机制电价）、河北（双补政策）、江苏（绿电+储能），IRR在8%-12%

创新区：浙江、四川、新疆等，需借助商业模式创新提升回报