“取消强配”政策进一步将独立储能推向“风口浪尖”。行业人士多认为，独立储能或将迎来新一轮爆发，或将是电力储能真正价值的回归。
2024年以来，独立储能爆发“拐点”已至。
独立储能，即独立储能电站，区别于新能源配储或者火电厂联合设立的储能形式，其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。
自2024年以来，在政策驱动下，江苏、浙江、新疆等地相继涌现出规模化、高收益的标杆项目，正在形成中国独立储能盈利的“雏形”。其中单2024年5月，独立储能占比中国新增投运新型储能项目达99.9%。主要分布在山东、江苏、广西、山西、河北等10省，其中山东以超400MW的投运规模居首。
“独立储能的本质是能源金融工具。”南网储能相关负责人如是表示。在过去的发展中，独立储能形成了收益“三支柱”模型：容量租赁、现货套利、辅助服务。
2025年开局，“取消强配”政策进一步将独立储能推向“风口浪尖”。独立储能似乎成为配建电站之后的“唯一出路”。
众多行业人士认为，独立储能或将迎来新一轮爆发，或将是电力储能真正价值的回归。
拐点信号：政策、收益、技术三浪叠加
《2024年甘肃电力市场交易信息报告》显示，甘肃电力市场共计注册10家独立储能、12家辅助服务聚合商。10家储能电站参与了甘肃省调频辅助服务。储能参与辅助服务市场，补偿及分摊最终结果为12071.39万元（2023年12月-2024年11月）。
甘肃地区储能电力现货正电量4.45亿千瓦时，现货负电量5.31亿千瓦时，产生相关费用1.21亿元。如将储能现货市场正电量4.45亿千瓦时考虑为储能的上网电量，则储能在现货市场每放出一度电，可获得0.2719元/kWh的现货价差收益。
同样，在独立储能盈利性探索方面走在前列的还有河北南网。
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：电能量交易方面，独立储能参与中长期分时段交易，通过“低充高放”获得价差收益，充放电价差最大可达0.723元/kWh；容量租赁交易方面， 独立储能向需要配储的新能源企业出租容量，获得租赁收益，并在全国首创容量租赁市场结算考核机制；容量补偿方面，独立储能享受容量电价补偿政策，全年最高100元/kW。
“储能产业已从政策哺育期进入市场竞速期。”科力远负责人的论断，在2025年春天得到充分验证。今年2月，国家能源局一纸文件叫停“强制配储”政策，独立储能从依附于新能源项目的“配角”跃升为新型电力系统的核心枢纽。
强制配储政策走向终结，这一政策转向并非偶然：截至2024年底，中国新能源装机总量突破14亿千瓦，占总装机比重超40%，新能源从“补充能源”转向“主体能源”的拐点已然到来。
同在2025年初，工信部等八部门还联合发布《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”。
中国多地启动电力现货市场试点，允许储能直接参与交易。山西调频补偿标准达6-12元/MW·次，广东峰谷价差超0.8元/kWh，显著提升储能经济性。到2030年，储能有望成为“第四类电源”，通过实时报价影响电价形成。
其中，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），日均收益突破百万元。浙江绍兴、新疆和田等地亦通过峰谷电价差套利模式，验证了独立储能的商业化可行性。
近日，远景盐城射阳储能电站全年运行数据出炉：射阳250MW/500MWh储能电站是江苏省最大的储能电站。自2024年7月12日并网以来全年性能表现优异创下江苏省在运储能电站多项第一。从收入水平看，全年每MWh收入高出平均水平约11.7%。相比同类储能产品，折合百MWh全生命周期，可增收2130万元。
过去，国内储能项目多因政策强制配建而沦为“沉没成本”，调用率不足20%。但2024年江苏40座独立储能电站实现日均两次满充满放，远景射阳项目40天收益4000万元，标志着独立储能“盈利”试水取得成功。
而磷酸铁锂储能系统价格下降迅速叠加技术创新，进一步推升独立储能项目经济性。
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。
谁将定义独立储能“下一个十年”
2024年底，河南三门峡市城乡一体化示范区内，共享储能电站——耀阳储能电站正以每秒兆瓦级的功率吞吐着电能。这座投资2.9亿元的储能电站走向并网。这是中国独立共享储能发展的缩影之一。
独立共享储能正在加速发展，也迎来多方势力的激烈角逐，政策转向与技术迭代加速了行业格局重塑。
以阳光电源、宁德时代、比亚迪等为代表的全产业链企业，凭借技术领先和全球化布局抢占全球储能市场。 宁德时代布局固态电池技术，主导国内长时储能标准制定，其6.25MWh天恒系统量产推动成本降低20%。
阳光电源全球首发10MWh液冷储能系统，2024年斩获中东7.8GWh、英国4.4GWh订单，预计2025年海外业务占比突破60%。其“本土化深耕+全场景覆盖”策略深度绑定欧美及新兴市场。
比亚迪适配高温高湿环境的6.432MWh MC-Cube-T系统在中东、东南亚市场快速渗透，2024年海外出货量同比高速增长。
中车株洲所、海博思创等企业以技术创新突破传统竞争壁垒。中车株洲所依托轨道交通技术迁移，推出688Ah大电芯及循环寿命超1万周的CESS-4.0系统，中标新加坡裕廊港项目标志央企技术出海成功。
海博思创液冷系统在欧洲市场认证通过率达100%，与法国NW、澳洲Tesseract签订超1GWh订单，2024年海外收入大幅跃升。
地方性企业与区域政策深度绑定，形成“护城河”。山东独立储能联盟通过“容量租赁+现货套利+辅助服务”三位一体模式，项目IRR达8%，吸引国能、华能等30余家运营商入局。
资本方和政策平台通过新模式降低投资门槛，提升收益稳定性。 南网储能背靠南方电网资源，2024年电网侧项目中标率超60%，容量租赁收益占比达45%，现金流稳定性显著高于同行。
值得注意的是，特斯拉、Fluence等外资企业加速布局中国市场。特斯拉Megapack中国工厂落地上海，依托品牌和集成技术优势抢占份额。Fluence与三峡集团合作在青海投建全球首个Siemens Gridscale混合储能项目，引入液流电池与锂电池混合技术。
独立储能需突破单一峰谷价差模式，向辅助服务（调频、备用）、容量租赁、现货交易延伸。江苏模式中，储能电站通过参与需求响应，收益提升20%以上。
转变为独立储能后，收益渠道大幅拓宽。一方面可利用峰谷电价差套利，在电价低谷时充电、高峰时放电获取差价；另一方面，积极参与电力辅助服务市场，如提供调频、调峰、备用等服务获取相应报酬。
独立储能将不再孤立，而是可以作为虚拟电厂的核心单元，与光伏、风电、充电桩协同。这对于入局企业来说，不仅仅是设备供应商，还需要具备能源服务意识。
短期内，具备技术迭代能力、资本韧性与场景适配性的企业将率先突围。长期看，唯有打通“技术-收益-生态”闭环，方能在独立储能发展的“黄金10年”展露头角。
原标题：独立储能爆发“拐点”已至，谁将定义“下一个十年”？
