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目前，独立储能商业模式包括现货市场充放套利、辅助服务（调频/调峰/备用/惯量支撑）、容量补偿/容量租赁等，目前海外如英国、美国、澳洲等海外市场体系也较为成熟，国内各省亦依托电力市场改革加速机制完善，机制已经逐步脱虚向实，其中现货市场以2025年底为拐点较为清晰，容量电价作为保障收益已在陆续出台，辅助服务循序渐进、多数地区尚处于分批结算试运行阶段。

国内电力现货市场发展历经多阶段探索，2025-2026进入全面加快建设阶段。1998 年启动省内试点但未实质落地，2003 年推进区域试点亦未长期运营；2017 年开启新一轮省内建设，经多年试运行，2023-2024年山西、广东、山东、甘肃、蒙西地区现货市场陆续转入正式运行。2025年4月，国家发改委、能源局联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，标志着国内电力市场改革进入新阶段，明确要求大部分省份2025年底前启动现货市场连续结算试运行，按照《电力现货市场基本规则》连续运行一年以上可转入正式运行，因此2026年国内大部分省份将实现现货市场正式运行。连续结算试运行后，储能将可持续参与现货市场套利。

另外，随新能源市场化比例提升，现货市场价差有望进一步扩大。2025年1-5月甘肃、广东、蒙西、山东、山西5个进入现货市场的省份，现货市场价差均同比扩大，其中蒙西、山西平均现货价差达到0.4元/kWh以上。在政策上，2025年5月山东发改委印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》提出适当放开现货市场限价，拉大充放电价差；内蒙亦有相关政策出台，现货市场价差有望进一步扩大。

国内各省储能容量电价的出台也值得期待，保障部分储能收益。容量电价是电力系统对发挥固定作用、消费固定成本的市场主体给予或收取的费用，目前国内抽水蓄能、煤电可获得容量电价，而独立储能也可发挥支撑电网供电的固定作用。2022年国家发改委、国家能源局印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，就提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制。目前山东、河北、内蒙古、上海等省份已出台储能容量电价政策，更多省份有望推进机制研究与政策落地。

➢ 模型假设：1-5月甘肃储能现货套利价差平均0.27元/kWh、平均日充放电次数为1.48次，保守考虑EPC成本0.95元/Wh，转换效率86%、首年衰减5%、充放深度90%。

➢ 容量电价：甘肃储能容量电价计费方式为：容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数；其中申报容量不超过有效容量，储能有效容量=满功率放电时长×额定功率/6；其中容量功率系数为容量需求与有效容量的比值，数值大于1时取1。

➢ 测算来看，假设容量若容量供需系数为0.7，若电价维持10年、两年后不退坡，仅靠现货市场套利全投资收益率为2.7%左右，叠加容量电价，全投资收益率提升至6.22%，考虑甘肃调频辅助服务收益，贷款投资收益率预计更高。

➢ 若两年后容量电价退坡至当前的80%，预计也有5%以上全投资收益率。