从依附到独立！又添一省独立储能市场“单飞”
光伏产业网讯
发布日期：2025-04-24
核心提示：
从依附到独立！又添一省独立储能市场“单飞”
新型储能作为构建新型电力系统的关键支撑技术，是实现电力系统安全稳定运行的重要保障。近日，江西省发展改革委正式印发《关于支持独立储能健康有序发展的通知》（以下简称《通知》），通知指出，将独立储能纳入市场主体范畴，鼓励独立储能参与现货市场、中长期市场和辅助服务市场。这将赋予独立储能独立市场主体地位，扩宽新型储能收益模式。
继136号文件叫停“强制配储”的政策导向后，储能行业从“行政驱动”向“市场驱动”，江西省此次《通知》通过一条独立储能规模化发展的可行路径，支持独立储能健康有序发展。
独立储能
独立储能是指以独立主体身份直接参与电力市场交易的储能设施，其核心特征包括：
身份独立：不依附于任何新能源电站，具备独立计量、控制与调度能力；
功能多元：兼具调峰、调频、备用、黑启动等多重电网支撑功能；
市场导向：通过参与中长期交易、现货市场、辅助服务市场获取多重收益。
作为一种储能运营模式，其盈利模式主要依赖四大渠道：
中长期合约收益：通过锁定电网峰谷时段价格差，赚取稳定差价；
现货市场套利：利用日内电价波动，在低买高卖中获取超额利润；
辅助服务收益：提供调频、备用等电网应急服务，按响应速度和时长计费；
容量租赁收益：将储能容量出租给新能源企业，规避其自建储能成本。
近年，我国独立储能呈现逐年增长之势，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%。独立储能已渐渐成为新型储能的主流，而在136号文件之后，这个趋势会更加明显，独立储能面向市场的商业价值也将会显现。
以100MW/200MWh项目为例，根据《通知》来看，若按年均充放电350次计算，仅现货套利即可实现年收入约1.75亿元，辅以容量租赁和辅助服务，综合回报率显著高于传统电力设施。
政策逻辑：市场化导向下的结果
据了解，江西此次关于独立储能的《通知》并非首次，早在2024年11月，江西发改委就发布过《江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）》，指出要结合当地实际情况，明确独立储能认定标准，规范市场参与机制，促进江西储能产业的高质量发展，让绝大多数参与者能够满载而归。
随着136号文件终结了新能源项目强制配储的传统模式，随之而来的问题是：如何确保储能设施在脱离“指标捆绑”后仍能实现合理收益？该《通知》的解决方案是构建“主体资格认定+市场机制设计+经济性保障”三维政策框架。
在主体资格层面，采用“国家级+省级”双轨示范项目清单制度。国家级项目需满足独立计量、可调度等技术标准，省级项目则优先布局新能源消纳困难区与调峰困难区域。这种分类管理既保障了项目质量，又避免了“一刀切”导致的资源错配。
市场机制方面，构建了覆盖“中长期合约+现货市场+辅助服务”的立体化交易体系。中长期市场通过签订顶峰时段合约锁定基础收益，现货市场则依托日内分时段交易价差实现动态套利。2024年迎峰度夏期间，江西电网通过储能现货交易累计增收1.2亿元。辅助服务市场则进一步拓宽收益渠道。
经济性保障方面。通过“免输配电价+调度刚性约束”，直接提升储能项目收益率。独立储能向电网送电的充电电量免缴0.12元/kWh输配电价，度电成本下降18%；年度充放电不低于350次的调度约束，则按两充两放测算相当于年利用小时数超2500小时。2024年江西储能容量租赁市场规模突破2亿元，50MW光伏项目租赁储能的成本仅为自建模式的40%。
实施路径：市场化的落地实践
在项目布局上，《江西省能源局关于开展省级独立储能试点示范项目申报工作的通知》（赣能电力字〔2025〕19号）正开展申报省级新型储能试点示范项目工作。
其中明确“三高”区域优先原则：新能源消纳困难区（如赣西北光伏集群）、负荷峰谷差显著区（南昌、九江等工商业城市）及电网薄弱区（山区县域）。这种差异化布局既解决了局部电网调峰压力，又避免了储能资源的低效配置。
技术层面，江西通过数字化手段提升储能调度效率。国网江西电力部署的储能AGC/AVC模块实现毫秒级功率调节，2024年累计调用储能削峰填谷1200余次。安全监管方面，江西建立“电网监控+第三方评估+属地管理”三级防控体系，2024年完成237项安全隐患整改，事故率同比下降65%。
此外，江西允许新能源项目跨市租赁储能容量，签订10年以上长协，破解“建而不用”困局。2024年省内储能容量租赁交易规模达2亿元，其中国电投江西公司通过租赁模式降低新能源项目初始投资30%。这种轻资产运营模式极大缓解了发电企业的资金压力。
独立储能的双面突围：市场机遇与技术困局
独立储能电站的商业模式在新型电力系统建设中展现出显著的双面性特征，其价值实现既存在突破性机遇，也面临系统性挑战。
从发展优势来看，独立储能实现了三大结构性突破：其一，市场参与机制具有突破性，作为独立市场主体可突破地理约束参与跨省区电力交易，通过虚拟电厂聚合实现区域资源优化配置，有效提升消纳效率；其二，盈利模式呈现创新性，江西此次的《通知》鼓励独立储能参与现货市场、中长期市场和辅助服务市场的收益机制，赋予独立储能独立市场主体地位，扩宽新型储能收益模式；其三，系统定位具备先进性，相比传统强制配储模式，独立储能更贴合电力商品属性，可灵活参与调峰、调频等多元辅助服务，与抽蓄、火电灵活性改造形成互补，这种“四两拨千斤”的效果，正是市场化机制释放储能价值的生动体现。
但深层矛盾仍制约其发展质量。首先，市场身份认同存在滞后性，电力系统对储能的动态调节价值认知不足，导致其在电网调度中常被边缘化。其次，市场机制建设存在结构性缺陷：现行电力现货市场峰谷价差普遍低的经济状况，辅助服务品种单一难以体现储能快速响应优势，容量补偿标准尚未形成全国统一体系。更严峻的是技术瓶颈带来的运营风险——以百万千瓦时级电站为例，需管理数十万支电芯构成的超大规模集群，在功率型服务场景下面临10C倍率充放电考验，电芯一致性偏差可能导致系统可用率下降30%以上，BMS控制精度不足则可能引发热失控连锁反应。
除江西之外，云南、贵州、内蒙等地也有发布一系列配储政策，这些政策意见表明，只有通过市场化机制创新，才能真正释放储能作为“超级充电宝”的战略价值。其核心经验在于：以政策创新破解制度瓶颈，以市场机制激活价值创造，以技术赋能提升运营效率。当行业从补贴驱动转向市场驱动时，唯有打通“规划-建设-运营”全链条，才能实现储能产业的可持续发展。
继136号文件叫停“强制配储”的政策导向后，储能行业从“行政驱动”向“市场驱动”，江西省此次《通知》通过一条独立储能规模化发展的可行路径，支持独立储能健康有序发展。
独立储能
独立储能是指以独立主体身份直接参与电力市场交易的储能设施，其核心特征包括：
身份独立：不依附于任何新能源电站，具备独立计量、控制与调度能力；
功能多元：兼具调峰、调频、备用、黑启动等多重电网支撑功能；
市场导向：通过参与中长期交易、现货市场、辅助服务市场获取多重收益。
作为一种储能运营模式，其盈利模式主要依赖四大渠道：
中长期合约收益：通过锁定电网峰谷时段价格差，赚取稳定差价；
现货市场套利：利用日内电价波动，在低买高卖中获取超额利润；
辅助服务收益：提供调频、备用等电网应急服务，按响应速度和时长计费；
容量租赁收益：将储能容量出租给新能源企业，规避其自建储能成本。
近年，我国独立储能呈现逐年增长之势，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%。独立储能已渐渐成为新型储能的主流，而在136号文件之后，这个趋势会更加明显，独立储能面向市场的商业价值也将会显现。
以100MW/200MWh项目为例，根据《通知》来看，若按年均充放电350次计算，仅现货套利即可实现年收入约1.75亿元，辅以容量租赁和辅助服务，综合回报率显著高于传统电力设施。
政策逻辑：市场化导向下的结果
据了解，江西此次关于独立储能的《通知》并非首次，早在2024年11月，江西发改委就发布过《江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）》，指出要结合当地实际情况，明确独立储能认定标准，规范市场参与机制，促进江西储能产业的高质量发展，让绝大多数参与者能够满载而归。
随着136号文件终结了新能源项目强制配储的传统模式，随之而来的问题是：如何确保储能设施在脱离“指标捆绑”后仍能实现合理收益？该《通知》的解决方案是构建“主体资格认定+市场机制设计+经济性保障”三维政策框架。
在主体资格层面，采用“国家级+省级”双轨示范项目清单制度。国家级项目需满足独立计量、可调度等技术标准，省级项目则优先布局新能源消纳困难区与调峰困难区域。这种分类管理既保障了项目质量，又避免了“一刀切”导致的资源错配。
市场机制方面，构建了覆盖“中长期合约+现货市场+辅助服务”的立体化交易体系。中长期市场通过签订顶峰时段合约锁定基础收益，现货市场则依托日内分时段交易价差实现动态套利。2024年迎峰度夏期间，江西电网通过储能现货交易累计增收1.2亿元。辅助服务市场则进一步拓宽收益渠道。
经济性保障方面。通过“免输配电价+调度刚性约束”，直接提升储能项目收益率。独立储能向电网送电的充电电量免缴0.12元/kWh输配电价，度电成本下降18%；年度充放电不低于350次的调度约束，则按两充两放测算相当于年利用小时数超2500小时。2024年江西储能容量租赁市场规模突破2亿元，50MW光伏项目租赁储能的成本仅为自建模式的40%。
实施路径：市场化的落地实践
在项目布局上，《江西省能源局关于开展省级独立储能试点示范项目申报工作的通知》（赣能电力字〔2025〕19号）正开展申报省级新型储能试点示范项目工作。
其中明确“三高”区域优先原则：新能源消纳困难区（如赣西北光伏集群）、负荷峰谷差显著区（南昌、九江等工商业城市）及电网薄弱区（山区县域）。这种差异化布局既解决了局部电网调峰压力，又避免了储能资源的低效配置。
技术层面，江西通过数字化手段提升储能调度效率。国网江西电力部署的储能AGC/AVC模块实现毫秒级功率调节，2024年累计调用储能削峰填谷1200余次。安全监管方面，江西建立“电网监控+第三方评估+属地管理”三级防控体系，2024年完成237项安全隐患整改，事故率同比下降65%。
此外，江西允许新能源项目跨市租赁储能容量，签订10年以上长协，破解“建而不用”困局。2024年省内储能容量租赁交易规模达2亿元，其中国电投江西公司通过租赁模式降低新能源项目初始投资30%。这种轻资产运营模式极大缓解了发电企业的资金压力。
独立储能的双面突围：市场机遇与技术困局
独立储能电站的商业模式在新型电力系统建设中展现出显著的双面性特征，其价值实现既存在突破性机遇，也面临系统性挑战。
从发展优势来看，独立储能实现了三大结构性突破：其一，市场参与机制具有突破性，作为独立市场主体可突破地理约束参与跨省区电力交易，通过虚拟电厂聚合实现区域资源优化配置，有效提升消纳效率；其二，盈利模式呈现创新性，江西此次的《通知》鼓励独立储能参与现货市场、中长期市场和辅助服务市场的收益机制，赋予独立储能独立市场主体地位，扩宽新型储能收益模式；其三，系统定位具备先进性，相比传统强制配储模式，独立储能更贴合电力商品属性，可灵活参与调峰、调频等多元辅助服务，与抽蓄、火电灵活性改造形成互补，这种“四两拨千斤”的效果，正是市场化机制释放储能价值的生动体现。
但深层矛盾仍制约其发展质量。首先，市场身份认同存在滞后性，电力系统对储能的动态调节价值认知不足，导致其在电网调度中常被边缘化。其次，市场机制建设存在结构性缺陷：现行电力现货市场峰谷价差普遍低的经济状况，辅助服务品种单一难以体现储能快速响应优势，容量补偿标准尚未形成全国统一体系。更严峻的是技术瓶颈带来的运营风险——以百万千瓦时级电站为例，需管理数十万支电芯构成的超大规模集群，在功率型服务场景下面临10C倍率充放电考验，电芯一致性偏差可能导致系统可用率下降30%以上，BMS控制精度不足则可能引发热失控连锁反应。
除江西之外，云南、贵州、内蒙等地也有发布一系列配储政策，这些政策意见表明，只有通过市场化机制创新，才能真正释放储能作为“超级充电宝”的战略价值。其核心经验在于：以政策创新破解制度瓶颈，以市场机制激活价值创造，以技术赋能提升运营效率。当行业从补贴驱动转向市场驱动时，唯有打通“规划-建设-运营”全链条，才能实现储能产业的可持续发展。