以国家发改委、能源局2025年发布的“136号文”为标志，政策导向从“强制配储”转向“市场化激励”，推动储能从“合规成本”转变为可盈利的市场主体。

独立储能作为主力，已形成“现货交易+辅助服务+容量补偿/租赁”的多元盈利模式。

地方政策（如内蒙古、甘肃、山东）通过容量电价、补偿等机制细化支持，为项目提供了更稳定、透明的收益预期。

尽管“强制配储”取消，市场需求反而爆发式增长。2025年下半年招标规模创历史新高，1-10月招标量达372.5GWh，远超往年。

独立储能装机规模领跑，截至2025年9月底占国内新型储能装机超六成，2025年上半年并网规模同比翻倍项目单体规模向GWh级迈进，彰显产业硬实力。

储能系统成本大幅下降，光储一体化度电成本在中国西北等地区已低于新建煤电成本，实现了经济性突破。

在成熟的电力市场（如山东、甘肃），独立储能项目的内部收益率（IRR）可达8%以上，结合特定政策支持甚至更高，吸引了社会资本。

全球范围内，光储组合在多个地区已成为最具经济竞争力的电源选项之一。

风电、光伏等高比例波动性可再生能源接入电网，对频率稳定、调峰等提出了物理层面的刚性需求，储能成为维持电力系统安全的“必需品”。

全球气候治理目标将储能定位为实现净零排放的关键基础设施，锁定了其长期发展的确定性。

中国“双碳”目标下，新型储能是构建新型电力系统的核心支撑。

储能行业在政策精细化引导、市场机制完善、经济性突破、电网刚需及全球能源转型等多重动力共同驱动下，已摆脱早期对补贴和强制政策的依赖，形成了内生的、可持续的增长逻辑。

行业在装机规模、商业模式、技术降本和应用创新等方面均实现跨越式突破，正式步入以市场驱动为主的黄金发展期。