獨立儲能的風，會在136號文之后刮的更大。
相比地方性的強制配儲，獨立儲能可以憑借獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受地理位置限制，可跨區域共享資源，提升新能源消納效率。
從投建規模上看，中電聯數據顯示，截止2024年年底，獨立儲能累計投運34.58GW。2024年新增裝機23.22GW，同比增長150%以上，占新增總裝機的63%，增速超過新能源配儲。
從利用效率來看，2024年獨立儲能年均運行小時數1601小時，年均利用小時數995小時，年均等效充放電次數248次，比新能源配儲高約28.6%，平均利用率指數52%，比新能源配儲的平均利用率指數高出20個百分點。
從省份來看，獨立儲能主要分布在山東、江蘇、寧夏、湖南、內蒙古等省份，且每個省份的總裝機容量均在2GW以上。
其中，山東省一直是我國獨立儲能發展的“優等生”。截止至2024年年底，山東現存39家獨立新型儲能，2024年新增注冊12家。其中共有34座獨立儲能電站參與市場。
值得一提的是，山東省也是國內首個獨立儲能電站參與電力現貨市場的省份。且從2022年3月開始，山東獨立儲能進入現貨交易自調度模式，獨立儲能電站可以自主選擇參與調頻市場或者電能量市場。
不僅如此，通過電能量價差、容量補償、容量租賃等多種獲利模式，山東省儲能電站參與電力現貨市場交易已邁入常態化。
而在今年年初136號文出臺之后，山東省能源局及時跟進，在4月21日印發的《山東省2025年新能源高水平消納行動方案》中規定，獨立儲能向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
此前，這些電費約占電價的15%-20%，通過政策疏導，進一步降低了山東省獨立儲能的運營成本。
除了山東省，廣東、浙江、福建、甘肅、內蒙、江蘇等地也是較早支持獨立儲能發展的省份。
一是，江蘇省2024年7月起實施的分時電價新政，通過季節性時段優化與補償機制雙向發力；二是，獨立儲能項目充放電價差補償機制落地，項目收益性進一步提升。
不僅如此，去年12月底，江蘇省發改委、江蘇能監辦下發相關通知規定，獨立儲能等新型主體可按有關政策規定，在江蘇電力交易中心辦理注冊手續，并參與市場交易。
隨著儲能市場化運營的不斷深化改革，江蘇省有望獨立儲能發展的一匹黑馬。
內蒙是我國獨立儲能的另一個榜樣
2024年至今，內蒙古發布了2批次電網側儲能示范項目、2批次專項行動，獨立儲能總規模已超107GWh。而內蒙地區獨立儲能的收益模式主要為容量補償、現貨市場、輔助服務。
早在2023年，內蒙古便發布《獨立新型儲能電站項目實施細則(暫行)》，明確納入示范項目的電網側獨立儲能享受容量補償。
從最新的補償標準來看，內蒙古能源局發布的《內蒙古自治區能源局關于加快新型儲能建設的通知》規定，2025年度獨立新型儲能電站補償標準為0.35元/kWh（6月30日前不能開工的獨立新型儲能電站項目不執行）。
粗略推算，以一個100MW/400MWh規模的獨立儲能電站為例，按2024年我國年均等效充放電次數248次計算，即使單日放電量為額定容量的60%，一年的容量補償也有超2000萬元的收益。
需要注意的是，內蒙古主要有蒙東、蒙西兩個電網系統，蒙東電網由國網負責管理，蒙西電網是全國唯一獨立的省級管理電網企業。而兩邊的新型儲能運行模式都可以享受容量補償機制。
就在今年3月下旬，內蒙古能源局發布的《內蒙古自治區能源局關于加快新型儲能建設的通知》，取消了電源側獨立儲能的定義，明確了獨立儲能是指直接接入公用電網直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，服務電力系統運行，可以作為獨立市場主體參與電力市場的新型儲能電站。
需要注意的是，此前內蒙電源側獨立儲能電站不享受容量補償。內蒙古能源局去年明確規定電網側獨立儲能可獲得容量補償，電源側獨立儲能以容量租賃的形式獲取容量租賃費用。
相關業內人士表示，此次取消了電源側和電網側劃分后，獨立儲能電站均享受容量補償。
現貨市場方面，蒙西是全國首批八個現貨市場建設試點之一，現貨市場運行已較為平穩，現貨價格區間在0-1.5元，現貨價差在全國前列，已可為獨立儲能創造可觀盈利。
尤其是在136號文之后，較高的容量補償疊加可觀的電力現貨價差，內蒙地區的獨立儲能將為其他省份打造市場化交易的儲能藍本。
多個省份加碼獨立儲能
有了山東、內蒙等省份的嘗試，更多的省份在136號文之后加碼獨立儲能建設，更新了獨立儲能參與現貨市場的相關細則。
2月12日，河北省發改委發布《河北省2025年擬安排獨立儲能項目情況公示》，共公示獨立儲能項目37個、裝機容量6.4GW/20.86GWh。其中以承德市1200MW/4800MWh領銜最大規模。
隨后3月，河北發改委發布了關于完善獨立儲能先行先試電價政策有關事項的通知。
其中規定，獨立儲能依全容量并網時間先后通過競爭的方式確定享受容量電價激勵機制的獨立儲能電站，先建先得；根據月度平均可用容量，獲得容量補償；獨立儲能電站容量電費納入系統運行費，由全體工商業用戶按月分攤等。
3月7日，四川發改委明確獨立儲能電站充電時可作為電力用戶參加省內電力市場交易，其中向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
在電力現貨市場交易連續結算試運行開始后，鼓勵獨立儲能電站簽訂高峰時段和低谷時段市場合約，發揮移峰填谷和頂峰發電作用，其放電價格按照電力市場交易規則形成。
4月2日，廣東電力交易中心發布廣東電力市場配套實施細則（2025年修訂）的通知。其中規定，獨立儲能可“報量報價”或“報量不報價”參與電力現貨市場電能量交易。
4月16日，江西省發改委音發布《關于支持獨立儲能健康有序發展的通知》，文件提出，支持獨立儲能參與現貨市場和電力中長期市場，鼓勵獨立儲能分時段簽訂市場合約，發揮其移峰填谷和頂峰發電作用。
同時強調，獨立儲能每年調用充放電次數原則上不低于350次，充分發揮獨立儲能系統調節作用，保障獨立儲能合理收益。
136號文的出臺固然將重塑儲能市場格局，盡管當前多數省份仍處政策真空期，但部分省份已積極推進相關改革，短期內是儲能市場自我修復的“陣痛期”，長期來看是對低效儲能的有效出清。
其中，江蘇省遠景射陽儲能更是在去年實現了40天約4000萬元的收益。高收益背后，與江蘇省獨立儲能經濟性兜底設計有關。
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