在2025年初，相关部门陆续发布了《光伏发电开发建设管理办法》和《关于新能源上网电价市场化改革的通知》，明确将 "430" 和 "531" 作为工商业分布式光伏项目的并网截止时间。这一政策变动直接引发了当年上半年新能源装机规模的剧烈波动。

市场数据显示，1月至2月间，光伏装机量同比增长仅7.5%，但到了5月，增速骤升至388%；然而6月份又急剧下降至-38.4%。与此同时，风电在1月至3月出现负增长，但在四五月份却实现了高达299%至800.2%的增长率，随后在6月回落至-15.9%。

根据储能行业数据库的统计，2025年6月，新增投运的新型储能项目装机规模为2.33GW/5.63GWh，同比下降65%，环比下降71%。

当前行业内争议最大的焦点是：在136号文件取消强制配储政策后，中国储能市场的发展方向和前景如何？

悲观观点认为，在经历了抢装潮之后，下半年的储能需求可能大幅下滑，甚至对未来的市场需求也持负面看法。而乐观观点则指出，随着新能源发电在电力结构中的比例不断提升，当其电量占比突破临界点时，系统灵活性的需求将呈现指数级增长。2025年被视作中国储能行业的转折之年，行业将告别依赖政策支持的阶段，进入由市场竞争力决定企业生存的新时代。

一些第三方分析机构认为，在现货电力市场环境下，独立储能和自发配储项目已经展现出良好的经济效益，这为储能行业提供了广阔的发展空间。本文作者倾向于这一观点，并希望借此引发更多讨论与交流。

首先来看独立储能领域。目前，独立储能项目通过容量电价或度电补贴等方式能够获得稳定的收益，同时在现货市场中也能赚取市场化收入，显示出较好的经济价值。这吸引了大量地方实力雄厚的投资主体进入这一领域。

以河北省为例，近期公示的一批6.4GW/20.9GWh独立储能项目中，投资方多为地方国有企业和民营企业，占到总数的90%以上。这与此前强制配储时代主要由五大六小央企主导的局面形成了鲜明对比。

根据相关统计，今年以来，内蒙古、河北、陕西、四川、浙江、江西等六省区已发布了储能项目名单，涉及188个项目，总规模达到29.63GW/103.26GWh。从投资主体来看，这批独立储能示范项目中，传统的五大六小发电集团已让位于地方性投资企业，取而代之的是地方省属投资公司、交通投资集团、金融租赁企业和民营企业。

在经济效益方面，部分地区的独立储能项目已经具备了投资价值。例如，"河北模式"采用容量电价加峰谷套利机制，"内蒙模式"则结合放电补偿与现货市场套利，均能为独立储能电站带来可观的收益。其中，内蒙古由于拥有较大的峰谷价差（如蒙西地区高达0.7元/kWh）和较高的储能电站利用率（达到350次等效充放电次数以上），再加上0.35元/kWh的放电补偿，经济性尤为突出。据测算，资本金内部收益率可达14.8%。

今年上半年，内蒙古的储能招标项目规模达到13.8GWh，在全国各省中仅次于新疆位居第二。这表明取消强制配储政策后，独立储能的放电补偿机制有效刺激了市场对项目的投资需求。

市场分析认为，独立储能的商业模式已初步展现出可行性。从收益角度来看，容量电价、放电补偿以及峰谷套利等多种模式能够弥补容量租赁退出后的收入缺口。从资金来源看，地方国有企业、城投公司、交通投资集团和金融租赁企业成为这些项目的主力投资者，其资金成本通常低于3%甚至2%，这降低了对项目收益率的要求，也提升了投资的积极性。

与此同时，随着新能源全面进入市场化的深水区，自发配储也可能成为行业的重要发展趋势之一。

以山西省为例，作为现货市场价格机制运行较早的地区，近年来电价出现了显著波动。数据显示，2024年山西现货市场的平均价格已低于燃煤基准价格（0.332元/kWh）约0.02元/kWh。进入2025年后，这一趋势持续，1至4月的均价从去年同期的0.301元/kWh降至今年的0.271元/kWh。

电价波动加剧的同时，也呈现出明显的 "鸭子曲线" 特征。以山西省为例，2025年1至4月的高价和低价时段电量差异显著：高峰时段电价较高，低谷时段电价较低。这种特性使得通过储能将部分电力转移到高峰时段出售成为提升收益的有效途径。

以广东省的一个5MW/10MWh储能电站为例，在考虑相关政策支持的情况下，工商业储能项目的收益率可达到27.31%（基于2024年的数据），较前一年增长了14.14个百分点。这表明在合适的政策环境下，自发配储项目能够实现较高的投资回报。

综合来看，随着独立储能和自发配储模式的普及与发展，中国储能市场预计将继续保持增长态势。市场分析机构预测，未来两年国内储能市场规模将实现显著提升，分别达到160GWh和210GWh。