智通财经获悉，益美国际控股(01870)盘中涨近10%，截至发稿，涨3.92%，报0.53港元，成交额633.91 万港元。 本文源自：智通财经网 集团规划开发的"韶关市乐昌218兆瓦╱436兆瓦时电化学独立储能项目"(该项目)，采用磷酸铁锂电芯， 占地共计47亩。该项目于2025年1月8日完成广东省企业投资项目备案，于2025年4月28日纳入广东省 2025年度新型储能电站建设计划。该项目用地位于韶关市乐昌市坪石镇河丰村，于2025年8月10日完成 韶关市乐昌各相关政府部门选址征求意见。项目已完成可行性研究报告和接入系统报告，并于 2025年 12月19日获得广东电网公司电网正式接入批复。 消息面上，益美国际控股宣布，集团在业务拓展上取得实质性突破，旗下全资附属公司乐昌绿电储能科 技有限公司规划中的独立储能项目已正式纳入广东省能源局独立储能建设规划(纳规)并进入2025年建设 计划，于近日已获得广东电网正式接入批覆，标志着项目已进入实质性推进阶段。 ...

益美国际控股(01870)盘中涨近10%，截至发稿，涨3.92%，报0.53港元，成交额633.91万港元。 消息面上，益美国际控股宣布，集团在业务拓展上取得实质性突破，旗下全资附属公司乐昌绿电储能科 技有限公司规划中的独立储能项目已正式纳入广东省能源局独立储能建设规划(纳规)并进入2025年建设 计划，于近日已获得广东电网正式接入批覆，标志着项目已进入实质性推进阶段。 集团规划开发的"韶关市乐昌218兆瓦╱436兆瓦时电化学独立储能项目"(该项目)，采用磷酸铁锂电芯， 占地共计47亩。该项目于2025年1月8日完成广东省企业投资项目备案，于2025年4月28日纳入广东省 2025年度新型储能电站建设计划。该项目用地位于韶关市乐昌市坪石镇河丰村，于2025年8月10日完成 韶关市乐昌各相关政府部门选址征求意见。项目已完成可行性研究报告和接入系统报告，并于2025年12 月19日获得广东电网公司电网正式接入批复。 ...

行业核心观点 - 国内独立储能市场，特别是内蒙古，因高额补贴和明确规划迎来爆发式增长，投资竞争激烈 [1][2][4] - 内蒙古的成功模式源于其独特的资源禀赋、电网结构、市场化基础及产业转型需求，为其他省份提供了范本 [5][6][13][19] - 新疆被视为下一个潜力市场，因其与内蒙古相似的能源地位、产业结构和即将调整的储能政策，已吸引大量企业布局 [28][33][36][37] - 储能产业正从政策驱动转向市场驱动，跨过经济性拐点，进入黄金发展期，未来可能有更多省份推出有竞争力的政策 [41][42] 内蒙古储能市场爆发分析 - **资源与地位优势**：内蒙古风光资源、新能源装机、发电量及外送电量均居全国第一，是国家级能源保障者，被誉为中国第一“充电宝” [8][9] - **明确的装机目标**：2025年总目标为14.5GW/65GWh，其中明确规划电源侧独立储能42GWh和电网侧独立储能23GWh [11] - **顶层设计清晰**：将电网侧独立储能视为关键基础设施，提升至与发电、输电同等重要的地位，为出台强力扶持政策奠定基础 [12][13] - **独特的电网与市场**：拥有独立的蒙西电网，电力市场化领先，新能源上网电量市场化比例超过90% [14] - **核心激励政策**：2025年推出0.35元/千瓦时、长达10年的容量补偿政策，创下全国补偿标准最高、时间最长的记录，为项目提供了稳定现金流，极大降低投资风险 [4][16] - **服务产业转型**：当地经济依赖电解铝等高耗能产业，正推动其向绿色能源转型，储能是充分利用绿电、推动产业升级的关键抓手 [20][22][24] 新疆作为下一个潜力市场的依据 - **相似的能源地位**：新疆是风光电装机大省（截至去年底新能源装机突破1亿千瓦，全国第四）和外送大省（15年累计外送电量突破1万亿千瓦时），新能源外送电量占比达29.6% [29][30][31] - **相似的产业结构**：凭借低电价优势，已成为电解铝、多晶硅、工业硅等高耗能产业重要集聚区，有迫切的绿色转型需求 [33] - **现行及预期政策**：当前对独立储能项目按放电量给予0.2元/千瓦时的容量补偿，政策将于2025年底到期，市场预期后续将有新支持政策出台 [35] - **收益机制与市场参与**：当前收益主要来自“容量补偿+调峰服务”，且新疆更注重可调用性与系统效益 [36] 自2024年8月1日起，独立储能企业交易方式更加灵活，可以双重身份参与电力市场，目前已有10余家企业参与交易 [39][40][41] - **行业投资热度**：尽管收益机制尚未完全成熟，但行业投资积极性高，已有大量建设企业涌入新疆进行卡位 [36][37] 全国储能产业发展趋势 - **政策扩散**：山东、内蒙古已出台长效容量补偿机制，新疆、浙江明确了补偿标准，广东正在征求意见，预计未来有更多省份会出台相关政策 [26][27] - **市场驱动转型**：储能产业推动力正从政策扶持转向市场需求，跨过经济性拐点 [41] - **发展前景广阔**：随着明年电力现货市场在全国铺开及各省容量电价出台，可能出现更具吸引力的政策，储能产业的黄金发展期刚刚开始 [41][42]

行业趋势：储能需求强劲增长，光伏行业面临挑战 - 2025年下半年以来，储能行业需求突飞猛进，而光伏行业面临去产能困难、需求衰退的境地 [1] - 2025年10月，储能电池出货量为59.9GWh，同比增长67.6%，环比增长5.7% [2] - 2026年全球新增光伏装机量预计约为488GW，将首次迎来负增长，同比下降10.07% [5] - 未来5年，全球可再生能源发电装机规模预测较此前减少约248GW，其中光伏减少173GW，占比近七成 [5] 储能需求驱动因素 - 需求增长主要源自光伏、风电资源发达地区，如内蒙古、甘肃和新疆，且以独立储能项目为主，该类项目占11月完成采招规模的九成以上 [3][4] - 独立储能是电网侧储能的重要实现形式，不依附特定电源，可灵活接入多场景，并以独立市场主体身份参与电力市场交易 [4] - 共享储能是独立储能的运营模式创新，通过容量共享提高利用率、摊薄建设成本，降低中小用户使用门槛 [4] - 海外市场（欧洲、中东、亚太）的爆发式增长是驱动需求的另一极，源于对能源安全、电网稳定及能源转型的需求 [4] 光伏企业战略转型：进军储能 - 在光伏行业普遍亏损的背景下，多家光伏厂商将拓展储能业务作为“第二增长曲线” [1] - 隆基绿能通过收购股权、增资入股等方式，拟取得主要从事锂离子电池储能系统业务的精控能源约62%的表决权，以此进入储能领域 [1][6] - 晶澳科技选择与电芯厂商楚能新能源签署战略合作协议，聚焦海外核心储能产品的联合研发与供销合作 [1][6] - 阿特斯与天合光能作为代表，选择积极自建储能电芯产能，以构建从电芯到系统集成的全栈自研能力 [7] - 通威集团董事局主席刘汉元认为产业内应适当分工与协同，实现差异化竞争 [1][6] 光伏企业切入储能的挑战与路径 - 不少光伏组件厂商既无储能变流器技术积累，也不能自产电芯，贸然进入或难以形成竞争力 [1] - 储能系统主要分为储能电芯和储能变流器（PCS），后者与光伏逆变器技术同根同源 [6] - 行业主要参与者分为两类：以宁德时代、比亚迪为代表的电芯厂商，以及以阳光电源、德业股份为代表的光伏逆变器厂商 [6] - 光伏组件厂商切入路径分为两种：以阿特斯、天合光能为代表的自建电芯产能，以及以晶澳科技为代表的与专业电芯厂商合作 [7] - 有观点指出，在储能价格内卷的情况下，缺乏电芯研发能力和系统产线成本摊销的光伏厂商，仅依靠项目资源短期内很难实现盈利 [6] 行业长期前景与核心逻辑 - 光储一体化被视为能源转型的必然路径和未来行业发展的大势所趋 [6][8] - 储能行业被视作支撑能源革命和“双碳”目标实现的“长坡厚雪型”战略赛道，并非短期风口 [8] - 随着电力市场改革深化，储能通过峰谷套利、辅助服务等模式实现经济价值的路径正快速成熟 [9] - 结合2035年36亿千瓦的风光装机目标及电力需求判断，储能的底层需求逻辑与市场迫切性明确，未来储能电芯的需求量预计将超过动力电池 [9] - 储能已成为新型电力系统的标配和电网安全运行的刚需，若缺乏支撑可能引发电网供需失衡风险 [9]

行业趋势：储能需求强劲增长与光伏市场疲软形成鲜明对比 - 2025年下半年以来，储能行业需求突飞猛进，而光伏行业面临去产能困难、需求衰退的境地 [1] - 2025年10月，储能电池出货量为59.9GWh，同比增长67.6%，环比增长5.7% [2] - 2026年全球新增光伏装机量预计约为488GW，将首次迎来负增长，同比下降10.07% [5] - 国际能源署下调未来5年全球可再生能源发电装机规模预测，其中光伏减少173GW，占比近七成 [5] 市场驱动：储能需求爆发的核心来源 - 储能需求主要源自光伏、风电资源发达地区，如内蒙古、甘肃和新疆，且以独立储能项目为主 [3][4] - 独立储能项目占2025年11月完成采招规模的九成以上，其中单体最大规模达到3GWh [3][4] - 需求从电源侧强制配储转向独立储能，独立储能可作为独立市场主体参与电力市场交易 [4] - 共享储能是独立储能的运营模式创新，通过容量共享提高利用率、摊薄成本 [4] - 海外市场（欧洲、中东、亚太）的爆发式增长是驱动需求的另一极 [4] 企业战略：光伏厂商积极拓展储能作为“第二增长曲线” - 多家光伏厂商为应对行业困境，大力拓展储能业务，开辟“第二增长曲线” [1] - 隆基绿能通过收购股权、增资入股等方式，拟取得精控能源约62%的表决权，进入锂离子电池储能系统业务 [5] - 晶澳科技与电芯厂商楚能新能源签署战略合作协议，聚焦海外直流侧系统、户外柜及电池等产品的联合研发与供销 [6] - 阿特斯和天合光能选择积极自建储能电芯产能，构建从电芯到系统集成的全栈自研能力 [7] - 天合光能认为储能是支撑能源革命和“双碳”目标的长坡厚雪型战略赛道，晶澳科技认为光储一体化是能源转型的必然路径 [8] 竞争格局与挑战：光伏厂商切入储能领域的路径与潜在问题 - 储能系统主要分为储能电芯和储能变流器，主要厂商分为电芯厂商和光伏逆变器厂商两大类 [6] - 此轮进军储能的主要是光伏主链厂商，特别是光伏组件厂商 [7] - 不少光伏组件厂商既无储能变流器技术积累，也不能自产电芯，仅依靠项目资源短期内很难实现盈利，在价格内卷下难与专业储能企业竞争 [1][6] - 通威集团董事局主席刘汉元与行业人士认为，产业内应适当分工、协同与差异化竞争 [1][6] - 光储一体化被认为是未来行业发展的大势所趋 [6] 长期前景：储能行业的需求逻辑与市场空间 - 随着“双碳”目标推进和大规模风光新能源并网，储能已成为电网安全运行的刚需 [8] - 结合2035年36亿千瓦的风光装机目标综合判断，未来储能电芯的需求量将超过动力电池的需求量 [8] - 电力市场改革深化推动储能通过峰谷套利、辅助服务等多渠道实现经济价值，模式正快速成熟 [8] - 大电芯、构网型等技术创新持续推动成本下降与系统能力提升，不断打开新的应用场景 [8]

文章核心观点 - 海博思创作为储能系统集成龙头，其2025年股价的惊人涨幅（从57.00元低点最高触及426.01元，接近14倍）反映了市场对其认知的修正，核心驱动力在于国内储能行业政策发生根本性转变，独立储能市场爆发，公司业绩与估值实现戴维斯双击 [1][2][14] 公司业绩与财务表现 - **三季度业绩爆发**：单季度实现营收33.90亿元，同比增长124.4%；归母净利润单季达到3.07亿元，同比暴增872% [2] - **前三季度增长强劲**：营收增长超过50%，利润增长接近翻倍 [2] - **现金流显著改善**：经营性现金流净额大幅转正，达到8.52亿元 [4] - **运营效率与成本控制**：交付数据、应收/应付账款及存货周转天数显示公司运营处于良性轨道；三季度毛利率波动较小，显示对碳酸锂价格上涨的成本压力可控 [4] 行业政策与市场拐点 - **政策根本性转变**：2025年“强制配储”退出历史舞台，各地试点容量电价机制，推动储能实现市场化独立发展 [7] - **独立储能经济性提升**：强制配储模式下收益微薄（年收入约1025万元），独立储能模式则具备多元化收益来源（年收入约3425万元），经济回报显著改善 [10] - **招标数据印证高增长**：2025年1-11月，国内新型储能新增招标规模突破400GWh，同比增长75% [5] - **独立储能占比飙升**：政策转变后，独立储能项目占比大幅提升，11月招标规模超29GWh中，独立储能占比约90% [11] 公司竞争优势与市场地位 - **技术优势**：公司在电池管理技术（BMS）上领先，尤其在主动均衡算法、SOC估算精度上；自主研发的构网型（Grid Forming）逆变器能主动支撑电网，技术壁垒高 [19][21] - **市场地位**：2025年上半年，在国内已投运电化学储能电站系统集成商中排名前五，总市场份额占36.38% [15]；在2022-2023H1期间，于电网侧独立储能市场份额约18.82%，排名国内第一 [19] - **“中立性”优势**：作为第三方集成商，相比电芯厂商，更受电网公司和大型发电集团青睐，避免了“数据霸权”担忧 [23] - **节点卡位能力**：凭借对电网拓扑的深刻理解，能辅助业主筛选优质节点资源，构成隐形竞争壁垒 [21] 公司增长战略与未来展望 - **国内出货目标**：公司预计2026-2028年合计出货300GWh，其中2026年70GWh、2027年100GWh、2028年130GWh；计划在独立储能、数据中心等场景实现出货200GWh [13] - **供应链锁定**：与宁德时代签订2026-2028年不低于200GWh的战略供应协议，以平抑电芯价格波动 [13] - **出海战略**：海外市场（欧洲、中东、澳大利亚）是重要增长点，2025年上半年中国储能企业新增海外订单163GWh，同比增长246%；海外客户对价格敏感度低，更看重稳定性，毛利率更高 [25] - **AI数据中心需求**：AI驱动下的数据中心对电力稳定性要求极高，储能系统成为“巨型UPS”，是公司市值的重要“放大器” [25] 行业竞争格局 - **集成环节竞争激烈**：储能系统集成环节集中度最低，涌入光伏组件、风电整机、新能源整车、逆变器等多赛道头部玩家 [15][18] - **电池制造商份额下降**：电池制造商在BESS市场份额由2023年超40%下降至2025年上半年的30%以下 [16] - **头部玩家排名变化**：2025年上半年全球储能系统出货排名中，阳光电源（14%）、特斯拉（12%）、宁德时代（10%）位列前三，海博思创以7%份额排名第六 [18]

文章核心观点 - 海博思创是2025年A股市场表现极为突出的公司，其股价从年初57.00元低点飙升至11月中旬盘中426.01元高位，实现接近14倍的惊人涨幅，这背后反映了市场对公司认知的修正，其基本面转折与国内独立储能行业爆发高度相关 [1] 公司业绩与财务表现 - 公司第三季度单季实现营收33.90亿元，同比增长高达124.4%；归母净利润单季达到3.07亿元，同比暴增872% [3] - 前三季度营收增长超过50%，利润增长接近翻倍 [3] - 公司经营性现金流净额大幅转正，达到8.52亿元，同时交付数据及各项周转天数显示其运营处于良性轨道 [5] - 三季度毛利率波动较小，显示碳酸锂价格上涨带来的成本压力相对可控 [5] 行业政策与市场拐点 - 2025年国内储能行业政策发生根本性转变，“强制配储”退出历史舞台，取而代之的是各地试点容量电价机制，推动储能实现市场化独立发展 [9] - 政策转变立竿见影地提升了独立储能项目开发积极性，2025年上半年国内独立储能占比达58%，累计装机规模127GWh；11月国内储能系统及EPC招标规模超29GWh，其中独立储能项目占比约90% [13] - 2025年1-11月，国内新型储能新增招标规模已突破400GWh，同比增长75% [7] - 独立储能项目作为独立主体接入电力市场，具备容量电价补偿、现货市场价差套利、辅助服务等多元化收益来源，经济模型显著优于旧的强制配储模式 [12] 公司增长驱动与战略 - 公司未来增长高度依赖国内独立储能项目增长，预计2025—2027年国内新增储能装机规模为150—200GW，对应新增容量约600—800GWh [15] - 公司给出2026—2028年合计出货300GWh的目标，分别为70GWh、100GWh、130GWh，其中独立储能、数据中心等场景目标出货200GWh [15] - 为平抑上游电芯价格波动，公司与宁德时代签订2026-2028年不低于200GWh的战略供应协议，锁定优质电芯资源 [15] - 海外市场是另一增长点，2025年上半年中国储能企业新增海外订单163GWh，同比增长246%，欧洲、中东、澳大利亚是主要战场 [24] - AI数据中心对电力稳定性的高要求，催生了作为“巨型UPS”和“稳压器”的储能需求，成为公司市值的“放大器” [24] 行业竞争格局与公司优势 - 储能系统集成环节竞争激烈，集中度低，已涌入光伏组件、风电整机、新能源整车、逆变器等多赛道头部玩家 [16][18] - 电池制造商在BESS（电池储能系统）市场份额由2023年超40%下降至2025年上半年的30%以下 [17] - 根据2025年上半年数据，全球前十大BESS系统集成商中，海博思创排名第六，市场份额为7% [18] - 公司的技术优势体现在电池管理技术（BMS），在主动均衡算法、SOC估算精度上保持行业领先，其自主研发的逆变器具备构网型能力，满足电网侧最高技术要求 [19][21] - 公司在电网侧独立储能市场具备领先地位，2022-2023年上半年市场份额约18.82%，排名国内第一 [19] - 相比电芯厂商，公司具备“中立性”优势，电网公司和大型发电集团更愿意选择第三方集成商以避免数据风险 [22] - 公司商业模式从系统提供商向全生命周期服务切换，利用自研AI云平台进行毫秒级状态监控并提供电力交易支持，以最大化电站收益 [23] - 公司具备“节点卡位”能力，凭借对电网拓扑结构的深刻理解，能辅助业主筛选优质节点资源，构成隐形竞争壁垒 [21]

公司股价与业绩表现 - 公司股价在2025年从年初低点57.00元起步，最高触及426.01元，年内涨幅接近14倍 [3] - 公司2025年第三季度单季实现营收33.90亿元，同比增长124.4%；归母净利润单季达到3.07亿元，同比暴增872% [5] - 前三季度营收增长超过50%，利润增长接近翻倍 [5] - 公司经营性现金流净额大幅转正，第三季度达到8.52亿元 [7] 行业政策与市场拐点 - 2025年国内储能行业政策发生根本转变，“强制配储”退出，各地试点容量电价机制，推动储能市场化独立发展 [10] - 政策转变前，强制配储模式经济回报弱，甚至难以覆盖新增投资成本 [12] - 政策转变后，独立储能项目作为独立主体接入电力市场，具备多元化收益来源 [15] - 2025年1-11月，国内新型储能新增招标规模已突破400GWh，同比增长75% [8] - 2025年上半年国内独立储能累计装机规模127GWh，占比58%；11月招标规模超29GWh，其中独立储能项目占比约90% [17] 公司业务与增长预期 - 公司预计2025—2027年国内新增储能装机规模为150—200GW，对应新增容量约600—800GWh [19] - 公司给出2026—2028年合计出货目标300GWh，分别为70GWh、100GWh、130GWh，其中独立储能、数据中心等场景目标出货200GWh [19] - 公司2026年国内市场计划出货60GWh，占比86%，重心押注独立储能 [19] - 公司与宁德时代签订2026-2028年不低于200GWh的战略供应协议，以平抑电芯价格波动 [19] - 公司业务另一增长点来自出海，海外订单毛利率更高；2025年上半年中国储能企业新增海外订单163GWh，同比增长246% [34] 行业竞争格局 - 储能系统集成环节集中度最低，竞争激烈 [22] - 2025年上半年已投运电站装机排名前五的系统集成商总能量为23.45GWh，市场份额为36.38% [22] - 电池制造商在BESS（电池储能系统）市场份额由2023年超40%下降至2025年上半年的30%以下 [23] - 根据全球排名，2025年上半年公司位列全球前十大BESS系统集成商第六位，市场份额为7% [24] - 系统集成环节涌入光伏组件、风电整机、新能源整车、逆变器等多赛道头部玩家，竞争白热化 [24] 公司核心竞争优势 - 技术优势体现在电池管理技术（BMS），在主动均衡算法、SOC估算精度上保持行业领先 [28] - 2022-2023年上半年，公司在电网侧独立储能市场份额约18.82%，排名国内第一 [28] - 公司自主研发的逆变器具备构网型能力，满足电网对储能的最高技术要求 [30] - 公司拥有“节点卡位”能力，能凭借对电网拓扑结构的深刻理解，辅助业主筛选优质节点资源 [31] - 与电芯厂商相比，公司具有“中立性”优势，电网公司和大型发电集团更愿意选择第三方集成商 [33] - 商业模式从系统提供商向全生命周期服务切换，利用自研AI云平台进行毫秒级状态监控和电力交易支持 [34]

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]

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]