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。

　　1、终端需求低预期：国内储能商业模式政策推进缓慢，可能抑制储能需求落地节奏。

　　2、行业竞争风险：近年来行业内部竞争日益激烈，各企业为争夺市场份额，可能采取低价竞争战略，导致整体利润空间压缩。