隨著新能源產業的迅猛發展和電力市場改革的不斷深化，配建儲能與新能源“解綁”，轉而成為獨立儲能的趨勢日益明顯。

近年來，山東、河北、寧夏、河南、安徽等多地政府及能源管理部門已相繼出臺相關政策，鼓勵和支持配建儲能轉為獨立儲能。

以河南為例，2月26日，河南省發改委發布《新能源配建儲能轉為獨立儲能通過市級驗收項目名單》，京能集團所屬京能電力滑州熱電京能滑縣10萬千瓦風電項目配建50MW/100MWh儲能項目成功通過驗收，成為河南省首個且唯一完成“配建儲能轉獨立儲能”的示范項目。

下一步，滑州熱電將全力開展購售電合同與并網調度協議簽訂等工作，從容量租賃、充放電峰谷電價差、輔助調峰三個方面實現效益增收。

全國為何鼓勵“配儲”轉“獨儲”？

為拓寬配建儲能盈利渠道，鼓勵其積極參與電力市場，更好地發揮電力系統調節作用。

2023年8月，山東省印發了魯發改能源〔2023〕670號《關于開展我省配建儲能轉為獨立儲能試點工作的通知》，提出功率不低于3萬千瓦的新能源配建儲能，可按要求轉為獨立儲能。

從此，山東開啟了配建儲能向獨立儲能轉變的試驗田。

隨后，河南省也積極響應，于2024年12月18日由省發展和改革委員會發布了《關于開展新能源配建儲能轉為獨立儲能工作的通知》，為河南省內的儲能轉型提供了明確的政策指引。

之后，2024年12月20日寧夏發改委印發《自治區發展改革委關于做好2025年電力中長期交易有關事項的通知》，明確指出，獨立儲能作為獨立經營主體參與電力市場；配建儲能通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準，可選擇轉為獨立儲能參與寧夏中長期電力市場交易。

實際上，在很長的一段時間里，從各省推出的10%到20%甚至30%的容量配儲能政策一定程度上減少了棄風、棄光現象，提高了新能源的消納率。但新能源配儲項目也存在一定局限性。

中國電力企業聯合會數據顯示，2022年新能源配建儲能平均等效利用系數僅為6.1%；截至2024年6月，新能源配建儲能日均運行時間僅為3.74小時，年均利用率指數僅為31%。

近年來，新能源配建儲能面臨“建而不用”的困境，政策效果遠未達預期。在此背景下，發展獨立儲能成為必選項。

“配儲”轉“獨儲”后，收益有什么變化？

由于配建儲能未進入電力市場，缺乏盈利模式，導致其利用率不高，經濟性較差。

相比之下，獨立儲能作為市場主體，可以參與電力市場交易，享受更多優惠政策，從而提高其經濟收益。

獨立儲能的收益模式大致可分為共享租賃、現貨套利、輔助服務、容量電價四種。

（一）容量租賃

容量租賃是由第三方或廠商負責投資、運維，并作為出租方將儲能系統的功率和容量以商品形式租賃給目標用戶的一種商業運營模式，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金。

現在多數省份的容量租賃費為250-350元/kW年，100MW共享儲能電站的容量租賃費可高達2500-3500萬元/年。

（二）峰谷套利

獨立儲能電站不能作為售電公司買賣電，但可以作為獨立市場主體參與電力市場交易，與售電公司等其他市場主體進行電能量交易。

在山東、山西等現貨市場試點省份，獨立儲能通過“低充高放”賺取價差。

（三）輔助服務

新型儲能常見的輔助服務形式主要有調峰、調頻(包括一次調頻、二次調頻)兩類，具體收益額度各省不同，但調峰多為按調峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh(山東)到0.8元/kWh(寧夏)不等。

而調頻多為按調頻里程基于補償，根據機組(PCS)響應AGC調頻指令的多少，補償0.1-15元/MW的調頻補償。

（四）容量電價

參照火電標準給予的容量補償，為獨立儲能項目提供了一份“底薪”，降低了投資風險。但政策導向明確，這只是“保底”手段，旨在鼓勵其更多通過市場競爭去獲利，而非長期依賴補貼。

目前，山東省獨立儲能電站已建立“現貨/中長期電能量收益+容量補償+租賃收益+輔助服務”的盈利機制。

以100MW/200MWh獨立儲能電站為例，進行收益粗算如下：

 

獨立儲能建設質量高、設備利用率高、建設地點靈活、調度運用方便，發展獨立儲能是破解能源轉型難題的必然選擇。

其價值不僅在于技術層面的靈活性提升，更在于通過市場化機制激活儲能潛力，推動電力系統從“政策驅動”向“市場驅動”轉變。

當然，配建儲能轉為獨立儲能需要進行一系列的技術改造和升級，包括接入電網的電壓等級、獨立計量和控制系統的建設等。這些改造和升級需要投入資源和資金。

因此配建儲能是否轉為獨立儲能需要算好經濟賬。