引言

随着新型电力系统建设的加快推进及《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）取消新能源项目强制配储的要求，储能发展从“政策依赖”向“市场自主”转型，独立储能作为灵活调节电力供需、保障电网安全稳定运行的核心支撑，其产业地位日益凸显，不同于以往附属于风光项目的“配建储能”，独立储能以其身份的独立性、调度的灵活性和收益的多样性，成为电力系统灵活调节、电网安全保供的关键支撑，亦是资本布局新能源领域的核心赛道。本文将结合国家及地方现行法规政策以及我们的实务经验，从法律视角对独立储能项目的概念、核心收益模式及开发建设合规手续进行梳理，为行业投资与运营提供专业参考。

一、独立储能的界定及应用场景

关于独立储能的定义，2022年国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称“475号文”）首次从主体资格、技术条件、调度管理、市场参与四个维度确立了独立储能的独立性，明确了独立储能法定边界，即“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可作为独立主体参与电力市场”。

储能传统应用场景分为电网侧、电源侧、用户侧三类，国家层面未对独立储能应用场景作出限定，地方实践则呈现差异化特征：如陕西[1]将新型储能按电力市场主体类型分为独立储能、电源侧储能、用户侧储能三类，即直接将独立储能等同于电网侧储能；广东[2]、河南[3]、山东[4]、山西[5]、新疆[6]等地均鼓励以配建形式存在的新型储能项目通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时可选择转为独立储能项目，内蒙[7]规定独立储能电站暂考虑电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站，故独立储能的应用场景并不局限于电网侧。但基于独立储能的特点，目前实践中大多数独立储能的应用场景仍位于电网侧，即主要发挥提升系统调节能力、保障高峰用电需求、解决末端电网用电需求等作用。

二、独立储能的核心收益模式

结合国家、地方政策及市场实践，目前独立储能项目的收益模式已形成“容量电价保底+电能量市场套利+辅助服务补偿+容量租赁”的复合架构。

（一）保底收益：容量电价收益

容量电价是独立储能项目最核心的稳定收益来源，其本质是电网企业为获取储能电站的可靠备用能力而支付的固定容量费用，属于“政策保底型”收益。

自2021年《新型储能项目管理规范（暂行）》发布后，广东、湖北、内蒙、陕西、上海等多地率先将独立储能纳入容量补偿范围，按放电量或有效容量给予额外补贴，如《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》规定对于纳入示范项目的电网侧独立储能电站的容量补偿标准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元/千瓦时、补偿期暂按10年考虑。

2026年1月30日，国家发展改革委、家能源局发布了《关于建立电网侧独立新型储能容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号，以下简称“114号文”），首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，即对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价，容量电价的计算以煤电容量电价（如浙江、山西等地已调整为165元/千瓦·年）为基础，按“满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长”的折算系数计算，最高不超过1倍，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。

（二）市场浮动收益：电能量市场交易

电能量市场交易收益是独立储能依托电力现货市场、中长期交易市场，通过“低谷充电、高峰放电”的价差套利实现盈利，收益空间随电力市场供需波动。

对于独立储能参与电能量市场交易的价格，根据114号文的规定，在现货市场连续运行地区，电网侧独立储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区，充电价格执行电网代理工商业用户购电价格，放电价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定，如河南[8]规定独立储能项目按照电网调度指令在高峰（含尖峰）时段放电的，由电网企业收购，上网电价按照当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行。电网侧独立储能充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；放电电量相应退减输配电费，即其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

对于独立储能项目上网电量能否出售绿证获取溢价收益的问题，根据《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》，独立储能设施放电电量不核发绿证，故无绿证溢价收益。

（三）市场浮动收益：辅助服务市场

电力辅助服务收益是独立储能依托自身快速响应、灵活调节的技术优势，为电力系统提供调频、调峰、备用、调压、黑启动等服务获取的额外收益。

475号文中就提出要充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。辅助服务费用应根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

独立储能提供电力辅助服务的费用按相关市场价格及规则执行，在未开展辅助服务市场运行的区域，各省市对于电力辅助服务费用的规定不同，河南[9]规定独立储能项目参与电力辅助服务市场交易时，按照省级火电机组第一档调峰辅助服务交易价格优先出清，调峰补偿价格报价上限暂定为0.3元/千瓦时；内蒙[10]规定按照东北区域电力辅助服务管理相关要求，参与有偿调峰、调频、转动惯量调用获取收益。

（四）传统收益：容量租赁

容量租赁收益是早期独立储能最主要的收益来源，即独立储能将容量租赁给新能源电站，以满足其强制配储要求。虽然136号文取消了“强制配储”政策，但新能源项目为满足并网消纳、电网调度要求，仍需配套储能容量，而自建储能前期投入大、回本周期长，因此租赁独立储能容量成为性价比最优选择。

独立储能容量租赁的价格通常由租赁双方协商确定，虽然国家层面尚未对独立储能容量租赁价格的确定制定统一规则，但部分省份已出台相关政策或指导意见，如河南[11]明确省发展改革委要按年度发布容量租赁参考价，2023年磷酸铁锂储能电站容量租赁参考价不超过200元/千瓦时·年；河北[12]明确独立储能参与容量租赁交易，2025年交易价格上、下限暂定400、200元/千瓦·年；四川[13]明确储能容量租赁交易的参考范围为200-400元/kW·年（按储能时长2小时计，储能时长超过2小时的新型储能电站容量可按比例折算后租赁）。

但需要注意的是，114号文中明确电网侧独立储能纳入容量补偿范围，但对获得其他保障的容量不重复补偿，因此，我们理解独立储能项目无法同时享受容量补偿及容量租赁收益。对此，已有不少省市出台相关政策予以明确，如湖北[14]规定享受容量补偿的独立储能项目不得租赁容量；内蒙[15]规定鼓励独立新型储能电站通过租赁、出售等市场化方式获得收益，对应容量不再享受容量补偿；上海[16]规定对纳入年度建设计划，未与新能源项目开发企业达成租赁容量服务协议的独立储能电站，可阶段性给予容量补贴。

三、独立储能开发建设的主要合规手续分析

独立储能项目开发建设兼具一般新型储能项目的共性与自身特殊性，投资主体需重点关注以下项目手续及合规要求。

（一）年度建设计划与清单管理

与风电、光伏项目类似，开发建设独立储能项目的，通常也需要取得规模指标，即纳入各省市年度建设计划或项目清单。

虽然国家层面尚未出台统一要求独立储能项目必须取得规模指标的法律法规及政策文件，但114号文已明确电网侧独立储能由省级能源主管部门会同价格主管部门制定项目清单，实行清单制管理。此外也已有不少省市出台地方政策对独立储能项目纳入年度建设计划作出具体要求，如上海[17]规定“制订全市独立储能电站年度建设计划”；内蒙[18]规定“自治区能源局制定独立新型储能电站规划并统一组织规划内独立新型储能电站项目申报，各盟市能源主管部门会同电网企业组织上报本地区符合条件的独立新型储能电站项目”；吉林[19]规定“各市（州）发展改革委（能源局）根据吉林省新型储能发展规划，负责组织并报送本地区新型储能项目年度入库项目”。纳入年度建设计划的独立储能项目通常由各地组织项目申报后，通过竞争配置方式予以确定。

（二）项目备案管理

《新型储能项目管理规范（暂行）》确立了新型储能项目备案管理制度，独立储能作为新型储能的一种类型，也适用备案管理制度。

对于独立储能备案机构的管理权限，各地方存在不同规定，实操层面需关注各地方具体要求。如贵州[20]规定新型储能项目由县（市、区、特区）级能源主管部门负责备案，并及时将项目备案情况报送省级能源主管部门，抄送国家能源局贵州派出机构。河南[21]规定各省辖市发展改革委要严格独立储能项目备案管理。上海[22]规定独立储能电站报市级相关部门备案。

（三）投资主体变更限制

虽然国家层面尚未出台法律法规及政策文件明确限制独立储能项目投资主体变更，但地方政策已普遍设置严格约束。如甘肃省能源局2025年12月23日发布的《关于加强新型储能项目管理有关事项的通知》（甘能发[2025]84号）中明确“项目并网投运前，项目单位不得转让、买卖项目开发权。”四川省发改委、能源局2025年2月17日发布的《关于开展2025年电网侧新型储能项目申报工作的通知》（川发改能源〔2025〕65号）中明确“已纳入省级示范的新型储能项目进行要素调整需提出变更申请，项目投资主体、电力接入等要素发生重大变化的不再作为示范项目，若符合本通知第一部分项目申报条件，本次可重新申报，经评估论证后纳入项目清单。”

对于擅自变更独立储能项目投资主体的后果，经检索，内蒙古自治区能源局2025年10月27日曾发布《关于终止内蒙古民泰新能源有限公司和内蒙古民控新能源有限公司电网侧独立储能示范项目的公告》，查实了由于项目业主与相关企业签订了出卖股份、变更投资主体的协议，故终止相应项目，内蒙古自治区能源局收回相应的储能建设指标规模。实践中擅自变更独立储能项目投资主体还可能会导致项目容量补偿被取消、禁止项目接入电网、将相关主体列入失信惩戒名单、限制相关主体在一定期限内参与新项目申请等。

（四）开发建设时序要求

独立储能项目备案并纳入年度建设计划后，一般需在一定期限内开工并完成建设及投运，对于独立储能项目开发建设时限的具体要求，不同地区的规定存在较大差异。如河南[23]规定“已完成接入系统方案审查的独立储能项目，须在接入书面答复意见书出具后6个月内开工，15个月内建成投运”；广东[24]规定“对备案后2年内未开工建设或者未办理任何其他手续的项目，依法依规取消项目并移除已向社会公示的备案信息”；宁夏[25]规定“纳入年度建设清单的项目须在清单公布后6个月内实质性开工，12个月内建成并网”。

对于未按期建成的后果，项目公司通常会面临规模指标被取消、接入意见被废止导致无法并网、不再享受补贴政策、被纳入投资信用失信黑名单、限制后续项目申报等风险。

（五）配建储能转独立储能要求

根据475号文的规定，为提升储能的经济性、调节能力和资源利用效率，更好地服务于新能源消纳和电力系统稳定发展，以配建形式存在的新型储能项目通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目，但涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，基于系统协同性、功能定位、技术管理复杂性等多方面因素的综合考量，原则上暂不转为独立储能。

对于配建储能转为独立储能的要求，部分地方还出台了细化政策予以明确。以河南为例，根据《河南省发展和改革委员会关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知》（豫发改电力〔2024〕807号），除涉及多能互补和源网荷储一体化的配建储能外，已领取省级财政奖励资金的配建储能也暂不可转为独立储能。配建储能转独立储能前已取得接入系统审查意见的，原则上不改变现有电网接入方式，不新增变压器和并网线路；转独立前已取得的土地、环保、消防、安全、水保等手续仍然有效。

（六）电力市场准入条件

独立储能通过电力市场交易获取收益的，需要在电力市场进行注册，满足准入条件后才能进行电力市场交易。独立储能项目公司作为可独立参与电力市场的法人主体，根据《电力市场注册基本规则》的规定，电力市场准入一般应满足如下条件：1.与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统；2.具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求；3.满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，具体数值以相关标准或国家、地方有关部门规定为准。

对于参与电力实现交易的独立储能容量及充放电时间，不同省份存在不同的规定，如《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》规定直接参与批发市场交易的独立储能额定功率不低于6MW，额定功率下充、放电时间不低于2小时；《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》规定独立储能充电功率需在10MW及以上、持续充电2小时及以上；《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》规定独立储能的额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于1小时。

（七）特殊专项合规手续

1.消防和安全合规手续

独立储能电站属于消防安全重点监管项目，电池热失控、电气火灾等安全隐患突出，安全消防手续不合规、设施不到位，引发安全事故的，需承担民事赔偿、行政处罚乃至重大责任事故罪刑事责任。

根据《消防法》《建设工程消防设计审查验收管理暂行规定》《住房和城乡建设部办公厅关于储能电站消防设计审查验收有关事项的函》（建办科函[2021]403号）等规定，若独立储能电站属于特殊建设工程（如大型发电、变配电工程等），需依法办理消防设计审查及消防设计审查验收。

根据《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号），独立储能项目建设过程中，项目业主应当委托具备相应资质的设计单位开展设计工作并组织开展设计审查，作为开工建设的前提条件，同时要保障安全生产投入，确保安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。

2.节能审查意见

根据《固定资产投资项目节能审查办法》（国家发展和改革委员会令第2号）、《国家发展改革委关于印发<不单独进行节能审查的行业目录>的通知》（发改环资规〔2017〕1975号）的规定，独立储能项目除年综合能源消费量不满1000吨标准煤且年电力消费量不满500万千瓦时及另行豁免的外，均需在开工建设前取得节能审查机关出具的节能审查意见。据检索，我们发现广东、安徽、云南等地独立储能项目均存在公示的节能审查意见。

3.环境影响评价

虽然《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021年版）》中并未明确储能项目的环评管理规则，对于储能是否需要办理环境影响评价手续存在争议。但实践中，由于独立储能项目规模较大，一般均需配建输变电设施，故其通常适用《建设项目环境影响评价分类管理名录》中“输变电工程”的环境影响评价要求。经检索，我们发现甘肃、广东、山西等多地的独立储能项目均存在公示的环评批复文件。

结语

独立储能作为新型电力系统的核心灵活性资源，已迈入多元收益的新时代，收益模式的精细化运营是项目盈利的核心抓手，而开发建设全流程合规则是收益落地、长效运营的根本底线。当前独立储能行业政策持续完善、电力市场化改革纵深推进，独立储能项目开发既面临广阔的市场机遇，也需直面合规管控、收益兑现的多重挑战。投资主体需统筹兼顾盈利挖掘与合规建设，紧跟政策迭代与市场规则变化，助力独立储能行业稳健前行，切实赋能能源转型与双碳目标落地，推动行业实现高质量可持续发展。

[注] 

[1] 《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》

[2] 《广东省发展改革委、广东省能源局转发关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用和“十四五”新型储能发展实施方案的通知》

[3] 《河南省人民政府办公厅关于加快新型储能发展的实施意见》（豫政办〔2023〕25号）

[4] 《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》（鲁发改能源〔2023〕670号）

[5] 《山西独立储能电站并网运行管理实施细则(试行)》

[6] 《新疆电力市场独立储能参与中长期交易实施细则（暂行）》

[7] 《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》

[8] 《河南省人民政府办公厅关于加快新型储能发展的实施意见》（豫政办〔2023〕25号）

[9] 同上

[10] 《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》

[11] 《河南省人民政府办公厅关于加快新型储能发展的实施意见》（豫政办〔2023〕25号）

[12] 《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》

[13] 《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》

[14] 《湖北省发改委、湖北省能源局关于建立新型储能价格机制的通知》（鄂发改价管〔2025〕328号）

[15] 《内蒙古自治区能源局关于做好2025年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕834号）

[16] 《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》

[17] 《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》

[18] 《内蒙古白治区能源局关于加快新型储能建设的通知》（内能源电力字[2025]120号）

[19] 《吉林省新型储能项目管理办法（暂行）》

[20] 《贵州省新型储能项目管理暂行办法》

[21] 《河南省发改委发布关于征求<关于独立储能项目管理有关事项的通知>修改意见的函》

[22] 《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025—2030年）》

[23] 《河南省发展和改革委员会关于独立储能项目管理有关事项的通知》

[24] 《广东省能源局关于加强新型储能电站规范管理的通知》

[25] 《自治区发展改革委关于进一步规范2026年电网侧电化学储能项目管理的通知》（宁发改新能源〔2026〕35号）