新能源配储向独立储能的转型进程不断加速。

随着全球能源结构的加速调整和“双碳”目标的深入推进，储能技术作为解决新能源发电波动性和间歇性的关键手段，正迎来前所未有的发展机遇。

2025年2月17日，工业和信息化部联合国家发展改革委、财政部、生态环境部等八部门正式印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》。

明确了到2027年的发展目标：我国新型储能制造业将实现全链条国际竞争优势显著提升，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力显著增强。具体而言，计划培育3—5家千亿元以上规模的生态主导型企业，新型储能制造业规模与下游需求基本匹配，产业集群和生态体系不断完善。

标志着我国新型储能制造业进入了一个新的发展阶段。新型储能的发展不仅关乎能源转型和可持续发展，更是推动我国制造业迈向高端化、智能化、绿色化的关键力量，对于实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义，开启了该产业高质量发展的新篇章。

独立储能作为储能领域的重要组成部分，其发展前景备受关注。

2024年12月19日中国首个独立储能电站——河南公司三门峡公司耀阳储能电站在位于河南省三门峡市城乡一体化示范区并网。

2024年国内储能市场独立储能项目采招需求占比超五成 ，为满足新能源消纳及电网稳定运行需求，独立储能装机规模预计在2025年将延续增长态势。

2025年，国家一纸文件叫停“强制配储”，独立储能迎来前所未有的发展机遇，各地也纷纷出台政策推动配建储能迈向独立储能。

独立储能的快速发展，催生出一系列需要我们要从更深层次思考的问题。

为何要发展独立储能？

配建储能向独立储能的转变，会给市场格局与投资方带来哪些实质性变化？

独立储能又将面临着怎样的难点？

新能源配储受限

独立储能崛起

在新能源发电领域，储能原本主要是作为新能源发电站的配套设备存在。它们与新能源发电站紧密相连，共同构成了新能源电力系统的核心部分。

在很长的一段时间里，新能源配建储能一定程度上减少了弃风、弃光现象，提高了新能源的消纳率。但新能源配储项目存在一定局限性，在当前的储能应用场景中，配建储能受限于单个新能源电站的发电特性，其利用率普遍低于20%，这一现状对储能资源的有效利用和新能源产业的发展带来了一定挑战。

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在收益方面，配建储能的盈利完全依赖于本体新能源项目的发电收益，需通过“削峰填谷”间接实现电价套利。且无法独立参与电力现货市场或辅助服务市场，政策若取消强制配储要求，可能面临收益归零风险。

此外，配建储能的建设地点和调度运用也面临着诸多限制。由于配建储能需依附于发电项目，选址需与新能源电站位置绑定，可能导致布局分散、与负荷中心不匹配，影响消纳效率。且部分偏远地区电网薄弱，储能建成后无法及时并网或需自建送出工程，增加成本。

相较于配建储能，独立储能受到的限制较少。

首先，独立储能与配建储能受新能源电站位置制约不同，独立储能可依据电网需求灵活选址。既能够布局在负荷中心，快速响应电力需求，缓解用电高峰时的供电压力；也可设置于电网薄弱区域，增强电网稳定性。例如在城市商业区等负荷高度集中的地方建设独立储能电站，能在用电高峰时段迅速放电，避免因电力供应不足导致的停电事故。

其次，独立储能能自主决定充放电策略，积极参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场。在电力现货市场中，利用峰谷电价差进行套利，在电价低谷时充电，高峰时放电，获取经济收益。例如广东的一些独立储能电站，通过精准把握峰谷电价变化，实现了可观的盈利。

此外，风电、光伏等新能源发电具有间歇性和随机性特点，独立储能可在新能源发电过剩时储存电能，在发电不足时释放电能。以西北地区为例，大量的风电和光伏资源存在弃风弃光现象，独立储能的介入有效存储了多余电能，减少了新能源浪费，提高了新能源在能源结构中的占比。

独立储能还拥有突出的成本效益优势，独立储能电站可实现规模化建设，随着技术进步和产业规模扩大，设备采购、建设安装等成本显著下降。

独立储能建设质量高、设备利用率高、建设地点灵活、调度运用方便，发展独立储能是破解能源转型难题的必然选择，其价值不仅在于技术层面的灵活性提升，更在于通过市场化机制激活储能潜力，推动电力系统从“政策驱动”向“市场驱动”转变，最终实现安全、经济、可持续的能源体系目标。

各地政策纷纷出台

“配套储能”转“独立储能”风起

在春节过后，国家一纸文件叫停“强制配储”，标志储能行业发展进入新阶段。也意味着储能项目的运作模式，正经历着从配建储能到独立储能的深刻变革。

2月26日，河南公布新能源配储转独立储能通过市级验收项目名单（详见前文：首批！河南发布新能源配储转为独立储能通过验收项目名单），该项目原本是为10万千瓦风电场配套建设的储能设施，但经过技术创新与市场需求的推动，现已成功转型为独立储能项目，这不仅提高了储能项目的经济效益，也为河南省乃至全国的新能源消纳和电网稳定提供了有力支持。

储能头条（chuneng365）注意到，截至目前，全国众多地方政府联合能源管理部门，密集出台了一系列推动配建储能迈向独立储能的政策举措，为储能产业的多元化发展提供了强有力的政策支撑。

山东省在率先示范，于2023年发布了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，此举标志着山东省正式成为全国首个开展配建储能转独立储能试点的省份，为后续的储能转型之路奠定了坚实基础。

河南迅速跟进，河南省在2024年12月就发布了《关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知》，详细规划了已投运或在建的配建储能转为独立储能的流程与规范，还配套出台了相关价格政策，积极推动独立储能参与辅助服务市场，让独立储能在市场中拥有更多获利空间。

山西则制定并发布了《独立储能电站并网运行管理细则》，创新性地允许新能源配套储能自愿转为独立运营，明确独立储能仅参与考核返还，无需承担分摊费用，这一举措极大地减轻了独立储能的运营成本负担，为其发展松绑。

今年，四川省发展和改革委员会、四川省能源局发布了《关于开展2025年电网侧新型储能项目申报工作的通知》，明确提出以配建形式存在的新型储能项目，在通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可以申请转为独立新型储能项目。这一政策不仅简化了申报流程，仅要求提交项目信息、电网意见及影响评估，而且取消了规模限制，为各类储能项目提供了更加宽松的市场准入环境。

广东与河北则独辟蹊径，允许独立储能跨地市租赁容量，打破了地域限制的枷锁，盘活了储能资源，提升了资源的利用效率。

以往，配建储能多依附于新能源发电项目，其功能较为单一，且在资源调配、市场参与度等方面存在诸多限制。而独立储能拥有单独法人资格，能够以独立市场主体的身份参与电力市场的现货交易、辅助服务以及容量租赁等多个环节，极大地拓展了储能产业的商业模式。

独立储能将深刻重构产业生态

政策驱动下，独立储能将从“配角”成长为新型电力系统的核心枢纽，也深刻重构储能产业生态，引发多维度的产业变革。

从市场格局来看，独立储能促使市场主体多元化，竞争在技术、服务、价格等多维度全面展开。

新能源配储转变为独立储能后，更多独立的储能运营商、能源服务公司等进入市场，如一些原本专注于电网建设运营的企业也开始涉足独立储能领域。

以山东为例，自开展配建储能转独立储能试点工作后，市场上出现了多种类型的独立储能项目投资主体，市场竞争从原本新能源场站间围绕配建储能规模与性能的竞争，转变为多元主体在技术、服务、价格等多维度的全面竞争。这促使储能技术快速迭代，服务质量不断提升，推动整个储能市场向更成熟、高效的方向发展。

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独立储能可全面参与中长期市场、现货市场及电力辅助服务市场。像华能济南黄台发电有限公司的独立储能示范项目，从“报量不报价”自调度方式改为“报量报价”参与现货市场出清后，依据市场需求和现货电价灵活决定充放电行为，极大提升了市场交易活跃度。

新能源配储转变后，独立储能可在不同区域的电力供需出现差异时，灵活调配电力。例如在某地区新能源大发但本地消纳困难时，独立储能可储存电能并通过电网输送至电力短缺地区，促进区域间电力资源的优化配置，增强区域市场间的联动性，减少地区间电力供需不平衡的矛盾。

在收益方面，投资方运营配建储能时，收益主要依赖提升配套新能源场站发电效益，通过减少弃电获取分成，途径单一。转变为独立储能后，收益渠道大幅拓宽。一方面可利用峰谷电价差套利，在电价低谷时充电、高峰时放电获取差价；另一方面，积极参与电力辅助服务市场，如提供调频、调峰、备用等服务获取相应报酬。

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此外，独立储能面临更复杂的市场环境，政策频繁调整、市场竞争激烈，增加了投资风险。电力市场交易规则的改变可能影响独立储能的收益模式，其他市场主体的竞争可能压缩利润空间。但机遇也随之而来，随着新能源装机量持续增长，对储能的需求旺盛，独立储能可凭借灵活的运营模式，更好地适应市场变化，挖掘更多盈利点。若投资方具备专业的运营管理团队和先进技术，能精准把握市场价格信号，合理安排充放电，就能在风险中抓住机遇，实现更高投资回报。

独立储能的难点与堵点

虽然说独立储能具有许多优势，但在当前阶段仍面临着多重困境。

独立储能电站的建设需要大规模资金投入，涵盖储能电池系统、变流器、监控设备等硬件购置，以及场地建设、施工安装等费用。其次，尽管各地对储能产业给予政策支持，但政策细则和执行存在诸多不确定性。更有在一些地区，独立储能参与电力市场交易的具体规则尚未完善，市场准入门槛、交易品种、价格形成机制等处于不断变动中。

除此之外，大量资本涌入市场，导致竞争愈发激烈。独立储能项目在有限的市场空间内争夺资源，导致价格战频发。在某些峰谷电价差较小的地区，依靠电价套利难以实现盈利。

参与电力辅助服务市场时，由于部分地区辅助服务市场规模有限，僧多粥少，独立储能电站中标难度大，即使中标，服务价格也可能被压低。一些地区新能源装机增长过快，对储能需求的实际释放速度不及预期，使得独立储能电站面临闲置风险，进一步加剧盈利困境。

在储能技术方面，电池能量密度、充放电效率、循环寿命等性能指标难以完全满足市场需求。且新型储能技术的研发与商业化应用尚需时日，现有技术条件下，储能电站的性能提升空间有限。安全问题也是制约独立储能发展的关键因素，电池热失控、火灾等安全事故时有发生。

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简言之，独立储能电站的发展在当前阶段面临着高昂的建设与运营成本、政策不确定性、市场竞争激烈与盈利困难、技术瓶颈与安全隐患等多重困境。

不过，尽管面临困境，随着新能源装机量的持续增长，独立储能凭借其灵活的运营模式，仍具备挖掘更多盈利点的潜力。若能在技术创新、政策完善、市场规范等方面取得突破，独立储能电站有望在未来储能市场中占据更为重要的地位，为能源转型和电力系统稳定运行发挥更大作用。

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