中國儲能網(wǎng)訊：在全球“雙碳”目標(biāo)與電力市場化改革的深度耦合下，獨立儲能正從政策驅(qū)動的“規(guī)模擴張”階段邁向市場驅(qū)動的“價值深耕”新階段。
隨著136號文取消強制配儲、電力現(xiàn)貨市場全覆蓋進(jìn)入倒計時，已經(jīng)在2024年形成爆發(fā)之勢的獨立儲能進(jìn)入到高速發(fā)展的新階段，其發(fā)展格局正在經(jīng)歷結(jié)構(gòu)性重塑，其核心價值在技術(shù)迭代、機制創(chuàng)新與商業(yè)模式突破中加速釋放。
數(shù)據(jù)：前五月獨立儲能新增裝機同比增107%
獨立儲能是指獨立于電源側(cè)（如風(fēng)光電站）和用戶側(cè)（如工商業(yè)、居民），以獨立市場主體身份接入電網(wǎng)的儲能項目。
作為一種融合技術(shù)創(chuàng)新與商業(yè)模式創(chuàng)新的儲能解決方案，由第三方投資建設(shè)共享儲能電站，多個新能源電站或用戶共同使用，無需各自建設(shè)獨立的儲能設(shè)施，大大降低了發(fā)電企業(yè)及用戶的初始投資成本。
這種模式打破了傳統(tǒng)儲能設(shè)施與發(fā)電機組間單一固化的服務(wù)模式，構(gòu)建一種 “一對多” 的全新商業(yè)化服務(wù)框架，加強了電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)以及用戶側(cè)分散的資源連接。
近年來，在大儲市場從強制配儲向獨立儲能轉(zhuǎn)向以及容量租賃市場化腳步加快的背景下，獨立儲能進(jìn)入快速發(fā)展軌道。
數(shù)據(jù)顯示，2020年至2024年，百兆瓦級以上大型電站裝機占比由23%提升至58%，電化學(xué)儲能逐步向集中式、大型化發(fā)展，其應(yīng)用場景主要為獨立儲能，占大型電站總裝機的75%以上。
2023年，新型儲能新增裝機中約54%為電網(wǎng)側(cè)獨立儲能，進(jìn)入2024年，獨立儲能的市場份額進(jìn)一步提升。
據(jù)CESA儲能應(yīng)用分會產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2024年1-12月，電網(wǎng)側(cè)獨立/共享儲能新增裝機項目206個，裝機規(guī)模達(dá)22.93GW/56.22GWh，容量占比65.43%。
2025年初，136號文標(biāo)志著強配儲時代落幕,獨立儲能被認(rèn)為是解決新能源消納問題的“唯一”選項。
政策松綁為獨立儲能創(chuàng)造了廣闊的發(fā)展空間，各地項目的加碼助推獨立儲能進(jìn)入新一輪爆發(fā)期。
據(jù)CESA儲能應(yīng)用分會產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)庫不完全統(tǒng)計，2025年1-5月，國內(nèi)獨立/共享儲能共有90個并網(wǎng)項目，裝機規(guī)模11.05GW/24.69GWh，數(shù)量同比增長95%，容量規(guī)模同比增長107%。
按地區(qū)來看，西南地區(qū)并網(wǎng)項目最多，共25個，裝機規(guī)模4.52GW/9.04GWh；華北地區(qū)并網(wǎng)項目14個，裝機規(guī)模1.66GW/5GWh；華東地區(qū)并網(wǎng)項目19個，裝機規(guī)模1.91GW/3.83GWh；西北地區(qū)并網(wǎng)項目11個，裝機規(guī)模1.18GW/3.26GWh；華南地區(qū)并網(wǎng)項目10個，裝機規(guī)模1.32GW/2.64GWh；華中地區(qū)并網(wǎng)項目11個，裝機規(guī)模458.56MW/916.91MWh。
按省份來看，今年前5月，云南獨立/共享儲能項目并網(wǎng)數(shù)量最多，共22個，規(guī)模最大，為4.22GW/8.44GWh，容量規(guī)模占全國的34.18%。
另外，2024年12月30日至今，內(nèi)蒙古、河北、陜西、四川、浙江、江西六省份相繼發(fā)布共計188個獨立儲能示范項目，容量規(guī)模超100GWh。
其中，內(nèi)蒙古項目最多，儲能規(guī)模11.1GW/49.3GWh，占比47.7%，單個項目規(guī)模均在GWh級；河北省第二，共計6.4GW/20.86GWh獨立新型儲能電站示范項目下發(fā)；江西緊隨其后，公布擬納入江西省第一批獨立儲能試點項目規(guī)模為4.5GW/10.24GWh。
政策：頂層設(shè)計到地方創(chuàng)新閉環(huán)初步形成
136號文之后，各地的政策也在隨后跟進(jìn)，政策方面，國家層面已形成 “頂層設(shè)計 + 地方細(xì)則 + 市場機制” 的政策閉環(huán)。
2025年以來，四川、江西、河北等地出臺具體政策，明確獨立儲能作為獨立市場主體參與電力市場交易的規(guī)則。
其中，四川省規(guī)定獨立儲能充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，放電價格在現(xiàn)貨市場運行后按市場規(guī)則形成；江西省要求獨立儲能每年調(diào)用充放電次數(shù)不低于350次，并建立 “中長期 + 現(xiàn)貨 + 輔助服務(wù)” 的完整市場體系；河北省率先實施容量電價政策，最高達(dá)100元/千瓦?年，與煤電 “同工同酬”，顯著提升項目收益。
各省份基于資源稟賦與電力市場特征，形成了各具特色的獨立儲能發(fā)展路徑。
比如，內(nèi)蒙古依托“容量補償 + 現(xiàn)貨套利”雙輪驅(qū)動，2025年第一批獨立儲能項目（4.75GW/19.7GWh）享受0.35元/kWh補貼，通過“報量報價”參與蒙西現(xiàn)貨市場，項目IRR超8%。
山東省構(gòu)建了 “容量租賃 + 現(xiàn)貨套利 + 輔助服務(wù)” 三位一體模式，《獨立儲能參與電力市場交易細(xì)則》明確獨立儲能充電電量免收輸配電價和政府性基金及附加，放電電價執(zhí)行市場價格，政策顯著降低運營成本。
該省建設(shè)的全國最大站房式獨立儲能項目（山東崇實）通過容量租賃盤活資源，年調(diào)用次數(shù)超350次，驗證了規(guī)?；\營的經(jīng)濟性。
江蘇省試點獨立儲能固定電價交易機制，迎峰度夏期間（6-8 月）儲能電站放電電價達(dá) 0.891 元 /kWh（含補貼），較平時段提高 32%。
江蘇的創(chuàng)新在于建立 "充放電價差補償機制"，當(dāng)市場價差不足 0.5 元 /kWh 時，由電網(wǎng)公司給予差額補貼，這種收益兜底設(shè)計使項目收益穩(wěn)定性顯著提升，吸引了社會資本大規(guī)模投入。
市場：三維架構(gòu)雛形初現(xiàn)
值得一提的是，與136號文同步發(fā)布的《新型儲能參與電力市場和調(diào)度運行規(guī)則》進(jìn)一步明確，獨立儲能可參與中長期交易、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場，通過 "報量報價" 或 "自調(diào)度" 模式自主選擇交易策略，這一機制設(shè)計使獨立儲能的收益渠道從單一的峰谷價差擴展至多維市場組合。
隨著政策落地，獨立儲能參與的電力市場體系呈現(xiàn)"中長期 + 現(xiàn)貨 + 輔助服務(wù)"的三維架構(gòu)，這一過程中，現(xiàn)貨市場將全面鋪開，容量電價機制將全國推廣，輔助服務(wù)市場將擴容升級。
2025年，國家能源局要求年底前基本實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋，推動獨立儲能從 "計劃調(diào)度" 轉(zhuǎn)向 "市場競價"。
已經(jīng)在前期參與現(xiàn)貨市場建設(shè)試點的部分地區(qū)已經(jīng)探索了獨立儲能企業(yè)通過自主預(yù)測電力市場基于供需關(guān)系形成的現(xiàn)貨電價，不依賴電網(wǎng)調(diào)度指令實現(xiàn)自調(diào)度模式，發(fā)揮市場主體的主動性。
如安徽省允許獨立儲能自主選擇 "報量報價" 或 "自調(diào)度" 模式，在日前市場申報充放電計劃，實時市場根據(jù)電網(wǎng)供需情況優(yōu)化調(diào)度。自調(diào)度模式下儲能電站在實現(xiàn)收益的同時，還能緩解高峰時段電力緊張局面并促進(jìn)新能源消納。
蒙西電力現(xiàn)貨市場通過節(jié)點邊際電價（LMP）機制，在輸電走廊阻塞區(qū)域形成時空電價差，例如包頭 - 呼市輸電通道阻塞時，兩地電價差可達(dá) 0.3 元 /kWh，獨立儲能通過 "包頭充電 - 呼市放電" 實現(xiàn)額外收益，這種機制設(shè)計使儲能成為緩解電網(wǎng)阻塞的經(jīng)濟手段。
河北、內(nèi)蒙古等地率先建立容量電價制度，標(biāo)準(zhǔn)為80-120 元/ 千瓦?年，預(yù)計2026年將擴展至全國，容量電價與現(xiàn)貨市場的協(xié)同形成 "保底收益 + 彈性收益" 模式。
值得一提的是，河北省創(chuàng)新 "容量租賃市場結(jié)算考核機制"，要求新能源企業(yè)租賃儲能容量的履約率不低于 90%，否則將扣減新能源上網(wǎng)電量，這一機制保障了獨立儲能的容量租賃收益穩(wěn)定性。
調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務(wù)是獨立儲能的重要收益來源，一些地方的探索為后續(xù)政策的完善和其他地區(qū)的跟進(jìn)提供了參考。
如山西省調(diào)頻補償標(biāo)準(zhǔn)達(dá)6-12 元/ MW?次，獨立儲能參與調(diào)頻市場單日收益可達(dá)10萬元；廣東省通過"深谷充電 - 尖峰放電"模式，峰谷價差超0.8 元/kWh，調(diào)峰收益顯著。
《2024 年甘肅電力市場交易信息報告》顯示，甘肅 10 家獨立儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)，2023年12月至2024年11月期間獲得補償1.207億元，驗證了輔助服務(wù)市場的盈利潛力。
在探索獨立儲能發(fā)展的過程中，地方在商業(yè)模式上的探索呈現(xiàn)出多元化創(chuàng)新特點。
首先，虛擬電廠（VPP）的聚合效應(yīng)正在放大獨立儲能的價值。
浙江電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，參與虛擬電廠的獨立儲能，其輔助服務(wù)收益占比從 10% 提升至 30%。美國 PJM 市場經(jīng)驗表明，虛擬電廠可使儲能收益提升 40% 以上，中國正加速借鑒國際經(jīng)驗，在廣東、江蘇等地試點 "儲能 + 虛擬電廠" 商業(yè)模式。
其次，容量租賃與共享經(jīng)濟助推獨立儲能資源效率最大化，廣東、河北等地允許獨立儲能跨地市租賃容量，打破 "一對一" 服務(wù)模式。
山東獨立儲能聯(lián)盟建立容量共享平臺，30余家運營商的儲能資源實現(xiàn)統(tǒng)一調(diào)度，容量利用率從60%提升至85%；國家電網(wǎng)在河北建設(shè)的共享儲能項目，通過 "統(tǒng)一建設(shè)、統(tǒng)一調(diào)度、統(tǒng)一結(jié)算"，使儲能資源利用率提升30%。
另外，綠電+碳匯雙價值通道正在開辟獨立儲能新藍(lán)海。
如廣東試點綠證+碳匯組合交易，獨立儲能通過"綠電消納+ 碳減排"實現(xiàn)雙重收益。
西藏那曲光儲電站創(chuàng)新 "儲能 + 碳積分" 模式，通過出售碳積分年增收 1200萬元，占項目總收入的18%，驗證了 "儲能 + 碳市場" 的聯(lián)動潛力。
隨著歐盟碳邊境調(diào)節(jié)機制（CBAM）實施，中國儲能企業(yè)可通過碳足跡認(rèn)證提升出口競爭力，陽光電源在中東的儲能項目已獲得SGS 碳足跡認(rèn)證，成為行業(yè)標(biāo)桿。
技術(shù)：多元并存、長時主導(dǎo)、智能融合
當(dāng)前，獨立儲能項目技術(shù)類型呈現(xiàn)多元化發(fā)展格局，涵蓋電化學(xué)儲能、物理儲能、氫能儲能及智能控制技術(shù)等多個領(lǐng)域。
具體來看，獨立儲能技術(shù)呈現(xiàn) “多元并存、長時主導(dǎo)、智能融合” 的特征，鋰離子電池主導(dǎo)短期市場，液流電池、壓縮空氣儲能引領(lǐng)長時發(fā)展，氫儲能、鈉離子電池等新興技術(shù)也在加速突破。
作為當(dāng)前主流技術(shù)，磷酸鐵鋰電池憑借高安全性和成本優(yōu)勢占據(jù)主導(dǎo)地位。內(nèi)蒙古第二批示范項目中，鋰電池儲能占比達(dá) 61.6%（67.75 萬千瓦），成為裝機規(guī)模最大的技術(shù)類型。
磷酸鐵鋰電池技術(shù)創(chuàng)新也是獨立儲能經(jīng)濟性提升的關(guān)鍵。如陽光電源 10MWh 液冷系統(tǒng)、比亞迪CTS電芯集成技術(shù)將循環(huán)壽命提升至 8000 次以上，全生命周期度電成本降至0.3元以下。
作為儲能技術(shù)未來重要的發(fā)展方向，長時儲能技術(shù)預(yù)計到2030 年，在內(nèi)地市場儲能裝機占比將達(dá)50%，全釩液流電池儲能在這一領(lǐng)域表現(xiàn)突出。
中國能建投運的500MW/2000MWh全球最大全釩液流電池儲能電站，系統(tǒng)效率突破75%，單次放電時長4小時，成本降至1.2元/ Wh。內(nèi)蒙古獨立儲能示范項目中，液流電池儲能占比19.3%（21.25萬千瓦）。
另外，鈉離子電池作為鋰電替代技術(shù)加速商業(yè)化，湖北潛江大唐50MW/100MWh鈉離子儲能電站是全球最大項目，年減排二氧化碳 1.3 萬噸，實現(xiàn)了鈉離子電池首次大規(guī)模應(yīng)用。
物理儲能在獨立儲能領(lǐng)域的應(yīng)用主要為壓縮空氣儲能、飛輪儲能與超級電容儲能，其中壓縮空氣儲能技術(shù)在大容量長時儲能領(lǐng)域優(yōu)勢顯著，內(nèi)蒙古獨立示范項目中，壓縮空氣儲能占比18.2%。
飛輪儲能與超級電容儲能在快速響應(yīng)調(diào)頻領(lǐng)域應(yīng)用廣泛，新疆華電哈密煙墩混合儲能項目集成2兆瓦飛輪、2兆瓦超級電容和0.6兆瓦鋰電，實現(xiàn)三種技術(shù)協(xié)同完成電力系統(tǒng)一次調(diào)頻，填補了國內(nèi)技術(shù)空白。
另外，新型技術(shù)、新模式也實現(xiàn)了在獨立儲能領(lǐng)域的應(yīng)用突破，如氫儲能規(guī)?；瘧?yīng)用，甘肅張掖光儲氫熱綜合應(yīng)用示范項目建成，年消納綠電 30 億度，支持氫燃料電池公交和合成氨生產(chǎn)；內(nèi)蒙古試點的石墨烯鈉離子電池在-45℃至80℃寬溫域性能穩(wěn)定，循環(huán)壽命3320次；全球首套200MW 鋰鈉混合儲能項目在云南投運，兼具鋰電高能量密度與鈉電低成本優(yōu)勢；構(gòu)網(wǎng)型儲能通過自主調(diào)節(jié)電壓頻率，成為高比例新能源電網(wǎng)的核心支撐，新疆克州300MW/1200MWh構(gòu)網(wǎng)型獨立儲能項目，是全球磷酸鐵鋰電池儲能路線中容量最大的構(gòu)網(wǎng)型項目。
從未來的發(fā)展趨勢看獨立儲能技術(shù)的長時化與智能化，正在重塑全球能源系統(tǒng)的底層邏輯。
長時儲能通過物理與化學(xué)儲能技術(shù)的協(xié)同，破解新能源消納的 "時間錯配" 難題；智能技術(shù)則通過 AI 與構(gòu)網(wǎng)型控制，重構(gòu)儲能與電網(wǎng)的交互模式。
未來：需實現(xiàn)從政策依賴到市場韌性的突破
獨立儲能的爆發(fā)式增長勢不可擋，但未來發(fā)展仍面臨4個核心問題。
首先，市場機制不完善與政策落地滯后。
盡管國家層面政策框架已明確，但部分省份配套細(xì)則出臺緩慢。江西省雖明確獨立儲能每年調(diào)用次數(shù)不低于350次，但未建立相應(yīng)的補償機制；四川省要求現(xiàn)貨市場運行后獨立儲能按市場規(guī)則定價，但缺乏過渡期間的價格銜接方案。
電力市場"中長期 + 現(xiàn)貨 + 輔助服務(wù)" 的協(xié)同機制仍需完善，例如山西調(diào)頻市場存在 "競價內(nèi)卷" 現(xiàn)象，補償價格從12元/ MW?次降至6元/ MW?次，影響儲能參與積極性。
另外，對于作為獨立儲能盈利的主要途徑，容量租賃難也亟需破題，未來，獨立儲能應(yīng)向"容量租賃+輔助服務(wù)+虛擬電廠"的綜合服務(wù)商轉(zhuǎn)型。
其次是成本壓力與技術(shù)瓶頸。
磷酸鐵鋰電池價格波動導(dǎo)致儲能系統(tǒng)成本不穩(wěn)定；全釩液流電池初始投資高制約大規(guī)模應(yīng)用；氫儲能雖具備長周期儲能優(yōu)勢，但全球最大項目（日本100MW/400MWh）中止凸顯技術(shù)和資金風(fēng)險，電解槽效率（75%-80%）與儲氫成本（30 元 /kg）仍需突破；構(gòu)網(wǎng)型儲能技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)尚未發(fā)布，設(shè)備兼容性與電網(wǎng)支撐能力缺乏統(tǒng)一規(guī)范。
第三是安全風(fēng)險與監(jiān)管挑戰(zhàn)。
電化學(xué)儲能安全事故頻發(fā)，暴露了電池?zé)峁芾怼⑾到y(tǒng)集成、消防設(shè)計等領(lǐng)域的問題。國家五部門雖發(fā)布《關(guān)于加強電化學(xué)儲能安全管理有關(guān)工作的通知》，但各地執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)不一，有的要求儲能項目接入前完成全容量測試，而部分省份僅進(jìn)行抽樣測試。
儲能電站消防責(zé)任主體不明確，電網(wǎng)公司、儲能運營商、電池廠商之間的責(zé)任劃分模糊，增加了項目融資難度。
第四、國際競爭與供應(yīng)鏈風(fēng)險。
政策轉(zhuǎn)向與市場前景向好，吸引了各方企業(yè)積極布局獨立儲能領(lǐng)域。陽光電源、寧德時代、比亞迪等全產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)憑借技術(shù)與全球化優(yōu)勢，在全球儲能市場開疆拓土。
但同時，特斯拉、Fluence 等外資企業(yè)也加速進(jìn)入中國市場，特斯拉 Megapack 中國工廠落地，F(xiàn)luence 與國內(nèi)企業(yè)合作引入先進(jìn)混合儲能技術(shù)，加劇了市場競爭。
編后語：獨立儲能的發(fā)展已進(jìn)入 “技術(shù)創(chuàng)新驅(qū)動成本下降、市場機制激活價值釋放、商業(yè)模式重構(gòu)生態(tài)格局”的三維協(xié)同新階段。
根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會此前預(yù)計，到2030年，我國新增獨立儲能將占新增新型儲能規(guī)模的85%，累計獨立儲能裝機規(guī)模將占到累計新型儲能總規(guī)模的65%。
未來五年，具備技術(shù)迭代能力、市場適應(yīng)能力與生態(tài)構(gòu)建能力的企業(yè)將率先突圍，在新型電力系統(tǒng)中扮演核心角色。
隨著電力市場化改革深化與技術(shù)持續(xù)突破，獨立儲能將引領(lǐng)能源轉(zhuǎn)型邁向高質(zhì)量發(fā)展，最終實現(xiàn)從 “政策依賴” 到 “市場韌性” 的跨越，定義全球能源革命的未來。
