自国家发展改革委和国家能源局联合发布的《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”）发布以来，新能源产业掀起了巨浪。

这个政策的一大核心要点，便是明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这意味着，新能源项目将全面参与到市场竞争里面。

其次，“136号文”取消了新能源强制配储要求，明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。也就是说，储能电站也开始从“行政命令主导”向“市场化需求驱动”转变。

之前，强制配储政策虽是推动了储能技术的创新与应用，但大量配储“建而不用”的问题也非常明显。相关数据显示，截至2024年6月，新能源配储年均利用率指数仅为31%，实际运行效率较低，在电力系统中的调节作用未能充分发挥。

如今，取消强制配储，短期内可能会导致需求下滑。但长期来看，光伏等新能源在发电量上的不稳定性，决定了其对于储能需求长期存在，且将日渐迫切。

后续，独立储能电站将配合虚拟电厂的调配展开市场化运营，其使用率将得以提升，投资回报也将随之放大。

“136号文”将有助于储能系统的需求的长期增长，尤其是独立储能电站，将有更广阔的市场空间和更多的商业机会‌。

毕竟，独立储能电站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，不受位置限制，况且相关政策也鼓励新型储能以独立储能主体参与电力市场。

各种因素影响下，企业参与度反而增强。例如科力远，继井陉独立储能电站独立运营后，河北保定的望都100MW/200MWh独立储能电站项目通过全套试验和验收，顺利并网运行。该电站支持“源-网-荷-储”协同控制，可显著提升新能源消纳率。

而且，科力远也正在积极拓展河北、山东、河南、江苏、广东及西北地区的独立储能电站及储能系统相关业务，持续推动储能技术升级。

其次，新疆华电喀什地区1GW/4GWh独立储能项目、宁夏百川电力子公司富拓新能源200MW/400MWh独立储能项目均开工建设；运达股份与湖北崇阳县政府签约400MW风电设施+80MW/320MWh独立储能电站项目。

再者，各省也有多个独立储能电站开工建设。比如四川能投新津邓双100MW/200MWh独立储能项目；云南首个电网侧独立储能示范工程——250MW/500MWh电化学独立储能电站；山西大同新荣合邦的400MW/800MWh电网侧独立共享储能电站项目等。

可以说，“136号文”为储能灵活运用打开了更大空间。随着新能源配储逐渐向市场化转向脚步加快，独立储能或将进入高速增长期，推动储能行业朝着规范有序方向发展。

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