◆得益于经济性的持续改善，国内独立储能进入快速发展阶段，逐步接棒新能源配储，成为储能市场增长的新动能。其收入来源主要包含三个方面：一是通过参与电力现货市场实现价差套利；二是提供调频、调峰等辅助服务获取收益；三是以容量电价形式获得稳定补偿。
　　◆容量电价补偿为新增变量，主要以三种方式呈现：1）放电度电补偿：以内蒙古为代表，在不考虑辅助服务市场收益下，独立储能IRR可达10%，前十年容量补偿占收入比重近50%；2）根据功率与时长进行补偿：以甘肃为代表，独立储能IRR可达14%，容量补偿占收入比重31%；3）容量租赁模式：以云南省为代表，独立储能IRR可达8%，容量租赁占收入比重72%。在以上三种模式下，代表省份独立储能IRR均可达到央国企项目要求。
　　◆国内储能将持续维持高增速。主要原因如下：1）中标规模超预期增长：2025年1–9月期间，储能项目合计中标量达318.4GWh，同比+190%。2）政策支持持续强化：2027年底新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，为需求提供政策托底；各省容量电价机制有望进一步推广。3）电力市场化加速：辅助服务市场逐步完善，新能源全面入市将进一步拉大峰谷价差。
　　◆预计国内2025年装机规模将达到122GWh，同比+14%；2026年新增装机量159GWh，同比+30%。海外美国与欧洲两大传统市场稳步增长，中东、澳大利亚、印度等新兴国家持续放量，预计2025年全球储能新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%。
　　◆储能电芯方面，受美国大而美法案推动2025年底抢开工以及国内容量补贴等电力市场政策出炉带来的乐观预期，将备货系数上调至2.1，预计2025年出货520GWh，同比增长56%；2026年备货系数小幅下调，全年出货698GWh，同比增长34%