在全球“双碳”目标与电力市场化改革的深度耦合下，独立储能正从政策驱动的“规模扩张”阶段迈向市场驱动的“价值深耕”新阶段。
随着136号文取消强制配储、电力现货市场全覆盖进入倒计时，已经在2024年形成爆发之势的独立储能进入到高速发展的新阶段，其发展格局正在经历结构性重塑，其核心价值在技术迭代、机制创新与商业模式突破中加速释放。
数据：前五月独立储能新增装机同比增107%
独立储能是指独立于电源侧（如风光电站）和用户侧（如工商业、居民），以独立市场主体身份接入电网的储能项目。
作为一种融合技术创新与商业模式创新的储能解决方案，由第三方投资建设共享储能电站，多个新能源电站或用户共同使用，无需各自建设独立的储能设施，大大降低了发电企业及用户的初始投资成本。
这种模式打破了传统储能设施与发电机组间单一固化的服务模式，构建一种 “一对多” 的全新商业化服务框架，加强了电网侧、电源侧以及用户侧分散的资源连接。
近年来，在大储市场从强制配储向独立储能转向以及容量租赁市场化脚步加快的背景下，独立储能进入快速发展轨道。
数据显示，2020年至2024年，百兆瓦级以上大型电站装机占比由23%提升至58%，电化学储能逐步向集中式、大型化发展，其应用场景主要为独立储能，占大型电站总装机的75%以上。
2023年，新型储能新增装机中约54%为电网侧独立储能，进入2024年，独立储能的市场份额进一步提升。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-12月，电网侧独立/共享储能新增装机项目206个，装机规模达22.93GW/56.22GWh，容量占比65.43%。
2025年初，136号文标志着强配储时代落幕,独立储能被认为是解决新能源消纳问题的“唯一”选项。
政策松绑为独立储能创造了广阔的发展空间，各地项目的加码助推独立储能进入新一轮爆发期。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年1-5月，国内独立/共享储能共有90个并网项目，装机规模11.05GW/24.69GWh，数量同比增长95%，容量规模同比增长107%。
按地区来看，西南地区并网项目最多，共25个，装机规模4.52GW/9.04GWh；华北地区并网项目14个，装机规模1.66GW/5GWh；华东地区并网项目19个，装机规模1.91GW/3.83GWh；西北地区并网项目11个，装机规模1.18GW/3.26GWh；华南地区并网项目10个，装机规模1.32GW/2.64GWh；华中地区并网项目11个，装机规模458.56MW/916.91MWh。
按省份来看，今年前5月，云南独立/共享储能项目并网数量最多，共22个，规模最大，为4.22GW/8.44GWh，容量规模占全国的34.18%。
另外，2024年12月30日至今，内蒙古、河北、陕西、四川、浙江、江西六省份相继发布共计188个独立储能示范项目，容量规模超100GWh。
其中，内蒙古项目最多，储能规模11.1GW/49.3GWh，占比47.7%，单个项目规模均在GWh级；河北省第二，共计6.4GW/20.86GWh独立新型储能电站示范项目下发；江西紧随其后，公布拟纳入江西省第一批独立储能试点项目规模为4.5GW/10.24GWh。
政策：顶层设计到地方创新闭环初步形成
136号文之后，各地的政策也在随后跟进，政策方面，国家层面已形成 “顶层设计 + 地方细则 + 市场机制” 的政策闭环。
2025年以来，四川、江西、河北等地出台具体政策，明确独立储能作为独立市场主体参与电力市场交易的规则。
其中，四川省规定独立储能充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，放电价格在现货市场运行后按市场规则形成；江西省要求独立储能每年调用充放电次数不低于350次，并建立 “中长期 + 现货 + 辅助服务” 的完整市场体系；河北省率先实施容量电价政策，最高达100元/千瓦・年，与煤电 “同工同酬”，显著提升项目收益。
各省份基于资源禀赋与电力市场特征，形成了各具特色的独立储能发展路径。
比如，内蒙古依托“容量补偿 + 现货套利”双轮驱动，2025年第一批独立储能项目（4.75GW/19.7GWh）享受0.35元/kWh补贴，通过“报量报价”参与蒙西现货市场，项目IRR超8%。
山东省构建了 “容量租赁 + 现货套利 + 辅助服务” 三位一体模式，《独立储能参与电力市场交易细则》明确独立储能充电电量免收输配电价和政府性基金及附加，放电电价执行市场价格，政策显著降低运营成本。
该省建设的全国最大站房式独立储能项目（山东崇实）通过容量租赁盘活资源，年调用次数超350次，验证了规模化运营的经济性。
江苏省试点独立储能固定电价交易机制，迎峰度夏期间（6-8 月）储能电站放电电价达 0.891 元 /kWh（含补贴），较平时段提高 32%。
江苏的创新在于建立 "充放电价差补偿机制"，当市场价差不足 0.5 元 /kWh 时，由电网公司给予差额补贴，这种收益兜底设计使项目收益稳定性显著提升，吸引了社会资本大规模投入。
市场：三维架构雏形初现
值得一提的是，与136号文同步发布的《新型储能参与电力市场和调度运行规则》进一步明确，独立储能可参与中长期交易、现货市场、辅助服务市场，通过 "报量报价" 或 "自调度" 模式自主选择交易策略，这一机制设计使独立储能的收益渠道从单一的峰谷价差扩展至多维市场组合。
随着政策落地，独立储能参与的电力市场体系呈现"中长期 + 现货 + 辅助服务"的三维架构，这一过程中，现货市场将全面铺开，容量电价机制将全国推广，辅助服务市场将扩容升级。
2025年，国家能源局要求年底前基本实现电力现货市场全覆盖，推动独立储能从 "计划调度" 转向 "市场竞价"。
已经在前期参与现货市场建设试点的部分地区已经探索了独立储能企业通过自主预测电力市场基于供需关系形成的现货电价，不依赖电网调度指令实现自调度模式，发挥市场主体的主动性。
如安徽省允许独立储能自主选择 "报量报价" 或 "自调度" 模式，在日前市场申报充放电计划，实时市场根据电网供需情况优化调度。自调度模式下储能电站在实现收益的同时，还能缓解高峰时段电力紧张局面并促进新能源消纳。
蒙西电力现货市场通过节点边际电价（LMP）机制，在输电走廊阻塞区域形成时空电价差，例如包头 - 呼市输电通道阻塞时，两地电价差可达 0.3 元 /kWh，独立储能通过 "包头充电 - 呼市放电" 实现额外收益，这种机制设计使储能成为缓解电网阻塞的经济手段。
河北、内蒙古等地率先建立容量电价制度，标准为80-120 元/ 千瓦・年，预计2026年将扩展至全国，容量电价与现货市场的协同形成 "保底收益 + 弹性收益" 模式。
值得一提的是，河北省创新 "容量租赁市场结算考核机制"，要求新能源企业租赁储能容量的履约率不低于 90%，否则将扣减新能源上网电量，这一机制保障了独立储能的容量租赁收益稳定性。
调频、调峰等辅助服务是独立储能的重要收益来源，一些地方的探索为后续政策的完善和其他地区的跟进提供了参考。
如山西省调频补偿标准达6-12 元/ MW・次，独立储能参与调频市场单日收益可达10万元；广东省通过"深谷充电 - 尖峰放电"模式，峰谷价差超0.8 元/kWh，调峰收益显著。
《2024 年甘肃电力市场交易信息报告》显示，甘肃 10 家独立储能参与调频辅助服务，2023年12月至2024年11月期间获得补偿1.207亿元，验证了辅助服务市场的盈利潜力。
在探索独立储能发展的过程中，地方在商业模式上的探索呈现出多元化创新特点。
首先，虚拟电厂（VPP）的聚合效应正在放大独立储能的价值。
浙江电力交易中心数据显示，参与虚拟电厂的独立储能，其辅助服务收益占比从 10% 提升至 30%。美国 PJM 市场经验表明，虚拟电厂可使储能收益提升 40% 以上，中国正加速借鉴国际经验，在广东、江苏等地试点 "储能 + 虚拟电厂" 商业模式。
其次，容量租赁与共享经济助推独立储能资源效率最大化，广东、河北等地允许独立储能跨地市租赁容量，打破 "一对一" 服务模式。
山东独立储能联盟建立容量共享平台，30余家运营商的储能资源实现统一调度，容量利用率从60%提升至85%；国家电网在河北建设的共享储能项目，通过 "统一建设、统一调度、统一结算"，使储能资源利用率提升30%。
另外，绿电+碳汇双价值通道正在开辟独立储能新蓝海。
如广东试点绿证+碳汇组合交易，独立储能通过"绿电消纳+ 碳减排"实现双重收益。
西藏那曲光储电站创新 "储能 + 碳积分" 模式，通过出售碳积分年增收 1200万元，占项目总收入的18%，验证了 "储能 + 碳市场" 的联动潜力。
随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）实施，中国储能企业可通过碳足迹认证提升出口竞争力，阳光电源在中东的储能项目已获得SGS 碳足迹认证，成为行业标杆。
技术：多元并存、长时主导、智能融合
当前，独立储能项目技术类型呈现多元化发展格局，涵盖电化学储能、物理储能、氢能储能及智能控制技术等多个领域。
具体来看，独立储能技术呈现 “多元并存、长时主导、智能融合” 的特征，锂离子电池主导短期市场，液流电池、压缩空气储能引领长时发展，氢储能、钠离子电池等新兴技术也在加速突破。
作为当前主流技术，磷酸铁锂电池凭借高安全性和成本优势占据主导地位。内蒙古第二批示范项目中，锂电池储能占比达 61.6%（67.75 万千瓦），成为装机规模最大的技术类型。
磷酸铁锂电池技术创新也是独立储能经济性提升的关键。如阳光电源 10MWh 液冷系统、比亚迪CTS电芯集成技术将循环寿命提升至 8000 次以上，全生命周期度电成本降至0.3元以下。
作为储能技术未来重要的发展方向，长时储能技术预计到2030 年，在内地市场储能装机占比将达50%，全钒液流电池储能在这一领域表现突出。
中国能建投运的500MW/2000MWh全球最大全钒液流电池储能电站，系统效率突破75%，单次放电时长4小时，成本降至1.2元/ Wh。内蒙古独立储能示范项目中，液流电池储能占比19.3%（21.25万千瓦）。
另外，钠离子电池作为锂电替代技术加速商业化，湖北潜江大唐50MW/100MWh钠离子储能电站是全球最大项目，年减排二氧化碳 1.3 万吨，实现了钠离子电池首次大规模应用。
物理储能在独立储能领域的应用主要为压缩空气储能、飞轮储能与超级电容储能，其中压缩空气储能技术在大容量长时储能领域优势显著，内蒙古独立示范项目中，压缩空气储能占比18.2%。
飞轮储能与超级电容储能在快速响应调频领域应用广泛，新疆华电哈密烟墩混合储能项目集成2兆瓦飞轮、2兆瓦超级电容和0.6兆瓦锂电，实现三种技术协同完成电力系统一次调频，填补了国内技术空白。
另外，新型技术、新模式也实现了在独立储能领域的应用突破，如氢储能规模化应用，甘肃张掖光储氢热综合应用示范项目建成，年消纳绿电 30 亿度，支持氢燃料电池公交和合成氨生产；内蒙古试点的石墨烯钠离子电池在-45℃至80℃宽温域性能稳定，循环寿命3320次；全球首套200MW 锂钠混合储能项目在云南投运，兼具锂电高能量密度与钠电低成本优势；构网型储能通过自主调节电压频率，成为高比例新能源电网的核心支撑，新疆克州300MW/1200MWh构网型独立储能项目，是全球磷酸铁锂电池储能路线中容量最大的构网型项目。
从未来的发展趋势看独立储能技术的长时化与智能化，正在重塑全球能源系统的底层逻辑。
长时储能通过物理与化学储能技术的协同，破解新能源消纳的 "时间错配" 难题；智能技术则通过 AI 与构网型控制，重构储能与电网的交互模式。
未来：需实现从政策依赖到市场韧性的突破
独立储能的爆发式增长势不可挡，但未来发展仍面临4个核心问题。
首先，市场机制不完善与政策落地滞后。
尽管国家层面政策框架已明确，但部分省份配套细则出台缓慢。江西省虽明确独立储能每年调用次数不低于350次，但未建立相应的补偿机制；四川省要求现货市场运行后独立储能按市场规则定价，但缺乏过渡期间的价格衔接方案。
电力市场"中长期 + 现货 + 辅助服务" 的协同机制仍需完善，例如山西调频市场存在 "竞价内卷" 现象，补偿价格从12元/ MW・次降至6元/ MW・次，影响储能参与积极性。
另外，对于作为独立储能盈利的主要途径，容量租赁难也亟需破题，未来，独立储能应向"容量租赁+辅助服务+虚拟电厂"的综合服务商转型。
其次是成本压力与技术瓶颈。
磷酸铁锂电池价格波动导致储能系统成本不稳定；全钒液流电池初始投资高制约大规模应用；氢储能虽具备长周期储能优势，但全球最大项目（日本100MW/400MWh）中止凸显技术和资金风险，电解槽效率（75%-80%）与储氢成本（30 元 /kg）仍需突破；构网型储能技术标准尚未发布，设备兼容性与电网支撑能力缺乏统一规范。
第三是安全风险与监管挑战。
电化学储能安全事故频发，暴露了电池热管理、系统集成、消防设计等领域的问题。国家五部门虽发布《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》，但各地执行标准不一，有的要求储能项目接入前完成全容量测试，而部分省份仅进行抽样测试。
储能电站消防责任主体不明确，电网公司、储能运营商、电池厂商之间的责任划分模糊，增加了项目融资难度。
第四、国际竞争与供应链风险。
政策转向与市场前景向好，吸引了各方企业积极布局独立储能领域。阳光电源、宁德时代、比亚迪等全产业链企业凭借技术与全球化优势，在全球储能市场开疆拓土。
但同时，特斯拉、Fluence 等外资企业也加速进入中国市场，特斯拉 Megapack 中国工厂落地，Fluence 与国内企业合作引入先进混合储能技术，加剧了市场竞争。
编后语：独立储能的发展已进入 “技术创新驱动成本下降、市场机制激活价值释放、商业模式重构生态格局”的三维协同新阶段。
根据中国化学与物理电源行业协会此前预计，到2030年，我国新增独立储能将占新增新型储能规模的85%，累计独立储能装机规模将占到累计新型储能总规模的65%。
未来五年，具备技术迭代能力、市场适应能力与生态构建能力的企业将率先突围，在新型电力系统中扮演核心角色。
随着电力市场化改革深化与技术持续突破，独立储能将引领能源转型迈向高质量发展，最终实现从 “政策依赖” 到 “市场韧性” 的跨越，定义全球能源革命的未来。
