独立储能的风，会在136号文之后刮的更大。
相比地方性的强制配储，独立储能可以凭借独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受地理位置限制，可跨区域共享资源，提升新能源消纳效率。
从投建规模上看，中电联数据显示，截止2024年年底，独立储能累计投运34.58GW。2024年新增装机23.22GW，同比增长150%以上，占新增总装机的63%，增速超过新能源配储。
从利用效率来看，2024年独立储能年均运行小时数1601小时，年均利用小时数995小时，年均等效充放电次数248次，比新能源配储高约28.6%，平均利用率指数52%，比新能源配储的平均利用率指数高出20个百分点。
从省份来看，独立储能主要分布在山东、江苏、宁夏、湖南、内蒙古等省份，且每个省份的总装机容量均在2GW以上。
其中，山东省一直是我国独立储能发展的“优等生”。截止至2024年年底，山东现存39家独立新型储能，2024年新增注册12家。其中共有34座独立储能电站参与市场。
值得一提的是，山东省也是国内首个独立储能电站参与电力现货市场的省份。且从2022年3月开始，山东独立储能进入现货交易自调度模式，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。
不仅如此，通过电能量价差、容量补偿、容量租赁等多种获利模式，山东省储能电站参与电力现货市场交易已迈入常态化。
而在今年年初136号文出台之后，山东省能源局及时跟进，在4月21日印发的《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》中规定，独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
此前，这些电费约占电价的15%-20%，通过政策疏导，进一步降低了山东省独立储能的运营成本。
除了山东省，广东、浙江、福建、甘肃、内蒙、江苏等地也是较早支持独立储能发展的省份。
一是，江苏省2024年7月起实施的分时电价新政，通过季节性时段优化与补偿机制双向发力；二是，独立储能项目充放电价差补偿机制落地，项目收益性进一步提升。
不仅如此，去年12月底，江苏省发改委、江苏能监办下发相关通知规定，独立储能等新型主体可按有关政策规定，在江苏电力交易中心办理注册手续，并参与市场交易。
随着储能市场化运营的不断深化改革，江苏省有望独立储能发展的一匹黑马。
内蒙是我国独立储能的另一个榜样
2024年至今，内蒙古发布了2批次电网侧储能示范项目、2批次专项行动，独立储能总规模已超107GWh。而内蒙地区独立储能的收益模式主要为容量补偿、现货市场、辅助服务。
早在2023年，内蒙古便发布《独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》，明确纳入示范项目的电网侧独立储能享受容量补偿。
从最新的补偿标准来看，内蒙古能源局发布的《内蒙古自治区能源局关于加快新型储能建设的通知》规定，2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/kWh（6月30日前不能开工的独立新型储能电站项目不执行）。
粗略推算，以一个100MW/400MWh规模的独立储能电站为例，按2024年我国年均等效充放电次数248次计算，即使单日放电量为额定容量的60%，一年的容量补偿也有超2000万元的收益。
需要注意的是，内蒙古主要有蒙东、蒙西两个电网系统，蒙东电网由国网负责管理，蒙西电网是全国唯一独立的省级管理电网企业。而两边的新型储能运行模式都可以享受容量补偿机制。
就在今年3月下旬，内蒙古能源局发布的《内蒙古自治区能源局关于加快新型储能建设的通知》，取消了电源侧独立储能的定义，明确了独立储能是指直接接入公用电网直接与电力调度机构签订并网调度协议，服务电力系统运行，可以作为独立市场主体参与电力市场的新型储能电站。
需要注意的是，此前内蒙电源侧独立储能电站不享受容量补偿。内蒙古能源局去年明确规定电网侧独立储能可获得容量补偿，电源侧独立储能以容量租赁的形式获取容量租赁费用。
相关业内人士表示，此次取消了电源侧和电网侧划分后，独立储能电站均享受容量补偿。
现货市场方面，蒙西是全国首批八个现货市场建设试点之一，现货市场运行已较为平稳，现货价格区间在0-1.5元，现货价差在全国前列，已可为独立储能创造可观盈利。
尤其是在136号文之后，较高的容量补偿叠加可观的电力现货价差，内蒙地区的独立储能将为其他省份打造市场化交易的储能蓝本。
多个省份加码独立储能
有了山东、内蒙等省份的尝试，更多的省份在136号文之后加码独立储能建设，更新了独立储能参与现货市场的相关细则。
2月12日，河北省发改委发布《河北省2025年拟安排独立储能项目情况公示》，共公示独立储能项目37个、装机容量6.4GW/20.86GWh。其中以承德市1200MW/4800MWh领衔最大规模。
随后3月，河北发改委发布了关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知。
其中规定，独立储能依全容量并网时间先后通过竞争的方式确定享受容量电价激励机制的独立储能电站，先建先得；根据月度平均可用容量，获得容量补偿；独立储能电站容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按月分摊等。
3月7日，四川发改委明确独立储能电站充电时可作为电力用户参加省内电力市场交易，其中向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
在电力现货市场交易连续结算试运行开始后，鼓励独立储能电站签订高峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，其放电价格按照电力市场交易规则形成。
4月2日，广东电力交易中心发布广东电力市场配套实施细则（2025年修订）的通知。其中规定，独立储能可“报量报价”或“报量不报价”参与电力现货市场电能量交易。
4月16日，江西省发改委音发布《关于支持独立储能健康有序发展的通知》，文件提出，支持独立储能参与现货市场和电力中长期市场，鼓励独立储能分时段签订市场合约，发挥其移峰填谷和顶峰发电作用。
同时强调，独立储能每年调用充放电次数原则上不低于350次，充分发挥独立储能系统调节作用，保障独立储能合理收益。
136号文的出台固然将重塑储能市场格局，尽管当前多数省份仍处政策真空期，但部分省份已积极推进相关改革，短期内是储能市场自我修复的“阵痛期”，长期来看是对低效储能的有效出清。
其中，江苏省远景射阳储能更是在去年实现了40天约4000万元的收益。高收益背后，与江苏省独立储能经济性兜底设计有关。
原标题：从各省独立储能规模、政策“管窥”136号文后发展潜力
