独立储能的崛起与困局-新能源-自动化新闻网

3月22日，山西大同新荣区迎来重大项目开工仪式，由全球锂王赣锋锂业旗下深圳易储能源科技有限公司投资的400MW/800MWh电网侧独立共享储能电站项目正式破土动工。

5月中旬，张家口市察北管理区300MW/1.2GWh电网侧独立储能电站项目实现全容量并网。

6月17日，首航高科新疆乌什50MW/400MWh独立储能项目举行开工仪式，计划总投3.95亿元。

类似这样的大项目正越来越多，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。

在这一背景下，中创新航、科力远、智光电气、深南电A等上市公司与产业资本纷纷组建联合体或设立储能产业基金，打造协同发展的商业模式，加快跑马圈地布局独立储能。

项目激增

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%。

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，1.32GW/2.64GWh；华中地区并网项目11个，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%。

从去年底至今，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。

近日，广东电网公司发布《关于做好我省2025年度新型储能电站项目建设论证及并网接入有关工作的复函》。文件指出：2025年，共有209个项目申请纳入年度建设计划，总规模41.81GW/84.59GWh，相较2024年申报总规模16.93GW/34.17GWh，增长147.6%。经测算，广东新型储能主要为调峰需求，应重点引导在新能源富集区域和负荷中心区域建设独立储能电站，近期总需求规模约为500万千瓦，远期至2030年总需求规模约为800-1000万千瓦。

而根据标普能源跟踪国内项目统计，预计2025年国内新型储能装机将达到177GWh，其中大多数项目为独立储能，并向多元化技术发展。

地方政策先行先试

从目前来看，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。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。

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。

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，为期十年，补贴每年做一次调整，补贴由各类电源主体进行分摊。

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。

在江苏，出台了《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》的文件，对储能项目的运营和结算方式做出了明确的规定。

对于独立新型储能项目，在迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，充电费用不结算，放电上网电量价格为江苏燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时）。

在非迎峰度夏（冬）期间（2-6月、9-11月），独立新型储能项目充电电量按江苏燃煤发电基准价的60%进行结算。

为了鼓励储能项目加快建设，江苏还对与电力调度机构签订并网调度协议的独立新型储能项目进行顶峰费用补偿。在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期间，依据其放电上网电量给予顶峰费用支持，顶峰费用逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.5元/千瓦时，2025年至2026年1月0.3元/千瓦时。

机遇与挑战并存

作为一种储能运营模式，独立储能的收益模式大致可分为共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价四种，预期价值含量取决于电网结构、能源结构、负荷结构以及分时电价等因素。地方政策和市场机制是独立储能电站的盈利关键。

当前，全国独立储能收益中高度依赖容量租赁，但容量租赁价格波动大、期限短，难以支撑长期收益。随着今年省级电力现货市场全覆盖，储能收益将更多依赖市场化交易。

目前，国家层面制定了关于抽水蓄能和煤电的容量电价政策，针对新型储能尚未有明确的政策出台。

2024年9月20-21日，第九届储能西部论坛暨新疆储能科技创新体系化建设研讨会在新疆成功召开。中国能源研究会储能专委会副主任委员、清华大学教授夏清认为，储能最大的能力是能够发挥容量的作用，将“电量价值”转化为“容量价值”，储能应纳入容量市场。他以PJM电力市场为例，采用ELCC等指标来科学衡量不同电源和不同储能时长的有效容量。

2025年3月27日，第三届中国储能大会召开。中国南方电网公司专家委专职委员、特级战略专家郑耀东分享了他对新型储能发展的见解。郑耀东指出，尽管新型储能得到了大量政策支持，但目前大多数储能项目仍面临盈利难题，亟待探索可持续的商业模式。

以一个100MW/200MWh的储能电站为例，其全生命周期运行需满足0.42元/Wh的收益，才能实现投资回本。要实现这一收益目标，储能电站需从多个方面寻找盈利来源，包括容量市场收益、现货市场价差收益以及辅助服务收益。他分析认为，如果容量市场能够提供每瓦时约0.17元的收益，现货市场价差收益增加约0.05元，辅助服务收益再增加约0.05元，那么三者相加即可达到0.42元的收益目标。

2025年3月28日，中国新型储能产业创新联盟组织召开新型储能市场化发展暨新能源市场化改革政策专题研讨会。浙江大学兼职教授刘亚芳认为，容量电价等补偿政策设计应该坚持以下原则：

首先，按功能定价。功能决定价值，应按新型储能提供的功能定价，而不是按技术路线或者应用场景定价。同时，要使所有能够提供同类功能的调节资源主体感受到公平，这也是市场经济的公平原则。

第二，按照贡献付费。对于为电力系统提供相应技术支持作用的主体给予补偿。我国的主体能源依然是煤电，煤电补偿标准已经过反复论证，这样的标准应该作为参照，也是激励后续其他的技术不断进步，达到同类效率和功能的指引。所以新型储能补偿上限不宜超过煤电灵活性改造的补偿标准。

第三，“谁需求、谁买单”，完善入市交易。新型储能提供的调峰、调频、调压、黑启动等功能，为提升系统灵活调节能力、提高新能源消纳水平、改善电能质量发挥了积极作用，该功能的价值既可以通过参与电力现货市场、辅助服务市场，也可以通过拍卖或者招标等方式获取收益。

第四，加强统筹衔接。新型储能容量电价政策需同已经出台相关政策衔接，尤其加强与抽水蓄能、煤电等的容量电价政策并轨，统筹衔接政策的基本原则，便于后期进一步推动电力市场建设。

目前，独立储能的投资开发主体，除了传统的能源国企，阿特斯、赣锋、天合、远景这样的民营产业资本也在积极参与，但“占坑的心理很普遍”，在这种心理下，也必须警惕可能出现的风险。

比如广东的项目部分地区申报项目总规模偏大；存在多个项目扎堆选址在同一个500千伏或同一个220千伏供电片区情况，拟建设规模远超系统允许可接入容量；项目选址定容未考虑近区变电站剩余可接入间隔情况。

在技术上，独立储能电站必须在电气集成技术、海量电芯一致性控制技术、BMS边缘控制技术，以及电芯安全预警技术等多领域实现重大突破，不断提升自身的稳定运行能力，唯如此，独立储能电站才能为电力系统提供更坚实的支撑。

此外，这也是对电力市场的理解、融资能力和运营能力的综合比拼，在山东、广东等地，各电站之间的收益差距悬殊，有些甚至超过1.5倍。虽然参与者众多，但在未来的市场中会逐渐被分化，注定是少数参与者的游戏，行业集中度会持续提升。

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