配储转独立储能！重构新能源与储能价值解绑
发布日期：2025/2/25
近日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局在发布的2025年电网侧新型储能项目申报工作通知中明确，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，并经过评估论证后纳入项目清单进行调整。但风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立新型储能。
过去五年，新能源项目强制配储政策推动了中国储能市场的快速增长，但也埋下了隐患：大量配储设施因缺乏经济性沦为 “摆设”，利用率不足 20%。
这种 “拉郎配” 模式不仅推高了新能源开发成本，还导致低质量储能设备充斥市场，形成 “劣币驱逐良币” 的恶性循环。
2024 年起，随着河南、山东等地率先试点 “配储转独立储能” 政策，行业迎来转折点。这一改革的核心逻辑是将储能从新能源的 “附属品” 转变为独立市场主体，通过市场化机制释放其调节电网、平滑电价的真实价值。
河南模式：能转尽转的实践路径 2024 年 12 月，河南省发改委发布《关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知》，明确已投运或在建配储可自愿转为独立储能，享受电价政策与电网结算支持。
政策亮点包括：
灵活转化：原有配储经改造后纳入独立储能管理体系，保留土地、环保等既有手续有效性；
收益保障：参与电力辅助服务市场，充放电费用由电网统一结算；
责任衔接：新能源项目通过租赁方式满足配储要求，倒逼储能设施实际利用。
全国政策图谱除河南外，山东、内蒙古等地也加速独立储能政策落地：
山东：建立 “容量租赁 + 现货市场 + 辅助服务” 多元收益模式，项目内部收益率可达 8%；
山西：按放电量给予最高 0.35 元 / 千瓦时的容量补偿，保障固定成本回收。
这些政策共同指向一个目标：通过市场化定价机制，让储能真正成为电力系统的 “灵活调节器”。
独立储能的商业价值重构 收益模式升级 独立储能的核心优势在于突破单一盈利路径：
容量租赁：新能源企业按需租用储能容量，降低初始投资压力；
现货交易：在峰谷价差扩大的省份（如山东），套利收益占比可达总收益的 40%；
辅助服务：调频、调峰服务收益随电力市场完善逐步提升。
案例：山东的 “黄金价差” 效应 2024 年山东最大峰谷价差突破 1.2 元 / 千瓦时，独立储能项目通过每日两次充放电循环，年收益增加超 30%。这种市场化激励显著提升了储能设备的利用率。
储能企业：从 “价格战” 到 “价值战” 新政取消强制配储后，市场需求从 “政策驱动” 转向 “经济性驱动”。
头部企业如宁德时代、阳光电源凭借技术优势加速出海，而中小厂商则面临淘汰压力。例如，2024 年储能电芯行业 CR10 集中度已达 94%，二线企业需通过差异化技术（如钠离子电池）突围。
新能源企业：轻资产运营成为可能 风电、光伏开发商可通过租赁储能容量满足并网要求，将更多资金投入核心业务。以河南某 200MW 光伏项目为例，转为租赁模式后，初始投资降低 15%，IRR 提升 2 个百分点。
独立储能如何重塑能源生态电力市场改革的深化 随着 2025 年《能源法》实施，储能的 “独立市场主体” 地位有望进一步明确。
政策重点将转向：
容量市场建设：通过市场竞争确定储能容量价值；
现货市场扩容：更多省份开放实时电价交易，扩大套利空间。
技术创新的三大方向
长时储能：4 小时以上系统成本降至 0.3 元 / 千瓦时，适配新能源大基地需求；
构网型技术：2025 年国内出货量预计达 7GW，增强电网稳定性；
钠离子电池：度电成本较锂电低 30%，2025 年或成商业化元年。
新能源与储能的解绑，不仅是政策层面的 “松绑”，更是产业价值的 “再发现”。
当储能摆脱 “配套” 身份，真正成为电力市场的独立玩家时，一场以技术为矛、以市场为盾的产业革命已然拉开帷幕。对于企业而言，能否在变革中抓住长时储能、构网技术等关键赛道，将决定其在未来能源版图中的位置。
来源：储能人
