107%！独立储能装机狂飙，多省市瓜分百亿市场

电子发烧友网报道（文/黄山明）在近几年“双碳”政策的指引下，储能行业正在蓬勃发展，其中，独立储能正在呈现爆发式增长。所谓独立储能，是指独立于电源侧（例如风光电站）和用户侧（例如工商业、居民），以独立市场主体身份接入电网的储能项目。

这种模式下，可以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，无须各自建设独立的储能设施，极大降低了发电企业及用户的初始投资成本。

独立储能开始爆发

随着国家发改委《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》正式生效，取消新能源项目强制配储要求，转为市场化竞争定价机制。独立储能开始进入到快速发展阶段。

例如山东省2023年发布相关通知成为全国首个开展配建储能转独立储能试点的省份；河南省2024年12月发布通知规划配建储能转为独立储能的流程与规范；四川省2025年明确配建形式的新型储能项目满足条件可申请转为独立新型储能项目，且简化申报流程、取消规模限制。

而工信部等八部门联合发布《新型储能制造业高质量发展行动方案》，明确将独立储能作为重点发展方向，并提出完善电力市场交易规则，推动储能参与现货市场、辅助服务市场。

有数据显示，2024年中国储能招标规模达53.11GW/139.43GWh，同比增长超50%，预计2025年新增装机145.7GWh，增速43.4%。而独立储能电站因盈利模式多元化成为核心增长点。

截至2024年底，独立储能累计投运总装机容量达34.58GW，同比增长150%以上，占新增总装机的63%。2025年1-5月，国内独立/共享储能并网项目数量同比增长95%，容量规模同比增长107%，云南、内蒙古、河北领跑。

与此同时，在政策上，除了取消强制配储外，一些地方政府也开始出台不少相关的补偿机制。例如广东省在2024年底发布了一份通知，将允许新型储能向电网送电时，根据月度可用容量获得容量电价补偿，年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税），月度可用最大容量由独立储能电站自行申报，不得超过最大装机容量。

到今年6月份，中山市首个电网侧独立储能项目（100MW/200MWh）投运，南朗独立储能电站位于南朗街道横门工业区，总占地面积约50亩，项目利用该电厂旧址及220kV送出线路建设，是广东省内首例退役机组改造成为储能电站的新能源项目。

此外，在2023年，新疆发改委便已经提出建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿，所需资金暂由全体工商业用户共同分摊。

同时，山东发改委明确新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。

到了近期，海琮200MW/400MWh储能电站项目一次并网成功，该项目由海琮（山东）储能科技有限公司联合四川长虹集团投资建设、中建国际承建，项目不仅是山东省首座站房式独立储能项目，更是目前全国最大的同类工程。该项目位于山东省德州市工业园区，建筑内容包含2栋储能大楼、1栋升压站，共计30个储能单元。该项目相较传统储能电站节约用地50%以上，节约电站自耗能30%以上。

收益“三支柱”模型推动独立储能走向普及

独立储能的商业模式非常多元化，它可以通过中长期合约进行收益，巧妙地锁定电网峰谷时段价格差，稳定赚取差价。在现货市场中，更是能够凭借对日内电价波动的精准把握，低买高卖，获取超额利润。而在辅助服务收益上，则可以为电网提供应急服务，按响应速度和市场计费。

例如河北南网构建了独立储能电站“电能量+容量租赁+容量补偿”多维电力市场体系，独立储能可通过中长期分时段交易“低充高放”获得价差收益，向新能源企业出租容量获得租赁收益，还能享受容量电价补偿政策；江苏率先探索独立储能固定电价交易机制，迎峰度夏期间储能电站放电电价可达0.891元/kWh（含补贴），日均收益可观；甘肃地区储能参与电力现货市场也有相应的收益。

同时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。

除了在收益上能够有更多元化及灵活的模式，在技术上，磷酸铁锂储能系统价格下降迅速，同时技术不断创新，如阳光电源的液冷储能系统、比亚迪的CTS（电芯直接集成）技术、海博思创的AI数据模型等，将系统循环寿命提升至8000次以上，全生命周期度电成本有望降至 0.3元以下，进一步推升独立储能项目经济性。

尤其是新技术和产品的爆发，例如宁德时代、海辰储能等推出车规级钠电池，成本较锂电池低30%，适用于大储和户储场景，预计未来三年渗透率超20%。而构网型储能技术的普及，使得储能系统能够更好地支撑电网稳定性，缓解新能源发电间歇性问题。这些都推动着独立储能项目的普及。

总体来看，独立储能实现了三大结构性的突破。一是，市场参与机制的突破，由于独立储能本身的市场定位，可以突破地区约束，参与到跨省区的电力交易中，通过虚拟电厂聚合来实现区域资源优化配置。

二是，其盈利模式的创新性上，包括如今收益“三支柱”模型的成熟，以及不少地区开始出台政策鼓励独立储能参与到多种市场的交易中，都为其开辟了多元化的盈利渠道。三是，独立储能还可以通过智能化的手段，实现对电网运行状态的实时监测和精准调控，提升对电网的稳定性和可靠性，为当前新型电力系统的建设提供有力支撑。

小结

独立储能的爆发式增长，得益于市场需求的旺盛、政策支持的有力、商业模式的创新以及技术突破的推动。未来，随着市场规模的持续扩大和技术路线的多元化，独立储能有望在新型电力系统中发挥更加重要的作用。