2026年开年，一系列利好独立储能的政策陆续出台。

国家层面，国家发改委、国家能源局发布了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制；地方层面，内蒙古、广东等10余省份出台了独立储能容量电价或补偿政策；新疆、内蒙古等地政策明确独立储能的发电企业身份，为其独立发展进一步扫清障碍......

自2025年初“136号文”提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件”后，配建储能加速“独立”，独立储能成为行业发展趋势。国家能源局发布的数据显示，2025年，国内独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。在2021年，这一数据仅为7%左右。

如今，随着这一大波的利好政策推出，2026年独立储能将迎来更大发展，有望实现从“政策驱动”向“市场驱动”的关键一跃，在新型能源体系构建中真正承担起独立市场主体的重任。

独立储能迎来大发展时期

所谓独立储能，在指具备独立计量、控制等技术条件，直接接入公用电网，以‌独立市场主体‌身份与电力调度机构签订协议并接受调度。其所有权和运营权通常集中于单一发电企业、电网公司或大型用户。

与之相对的是共享储能模式。共享储能通常是由‌第三方‌投资建设的集中式大型储能电站，除了满足自身需求，主要服务于多个新能源场站或用户，打破了“一对一”的传统模式，转向“一对多”的服务模式。‌‌

2026年，独立储能有望迎来大发展，在各个层面都将有更多利好出台。首先是政策支持有望持续加码。

1月30日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次将电网侧独立新型储能纳入发电侧容量电价机制，给予与煤电同等的容量价值认定。容量电价参考煤电标准执行，缓解了独立储能盈利不稳定的痛点，推动其逐步脱离与新能源项目的绑定，实现市场化独立发展。

华夏能源网不完全统计，截至目前，全国已有内蒙古、广东等10余个省份出台了独立储能容量电价或补偿政策。预计在今年，还将有更多省份跟进，这将进一步推动独立储能的发展。

多地政策明确了独立储能的发电企业身份，为其独立发展进一步扫清障碍。

1月23日，国家能源局新疆监管办公室对《新疆电力中长期市场实施细则（征求意见稿）》公开征求意见，明确独立储能是新疆电力中长期市场成员之一，并提出独立储能设施充电时作为电力用户参与市场，放电时作为发电企业参与市场。

2月14日，内蒙古自治区能源局就《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）》《蒙东电力市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）》向社会公开征求意见。两大规则体系明确，符合条件的独立储能能够以独立主体身份接受电网统一调度，并可自愿选择报量报价或报量不报价的方式参与现货市场。

成都首个独立储能电站邓双独立储能电站

此前，甘肃、江苏、山东等地已经相继出台政策，赋予独立储能发电企业身份，允许其平等参与电力市场竞争，享受与传统发电企业同等的市场权利。随着出台类似政策的省份越来越多，独立储能的市场发展空间将越来越广阔。

其次，绿电直连、虚拟电厂等新业态的兴起，将进一步为独立储能开辟市场空间。

绿电直连模式下，独立储能可作为绿电消纳的“缓冲器”，衔接新能源发电企业与终端用户，解决绿电出力不稳定、供需错配问题。虚拟电厂通过聚合独立储能、分布式光伏等资源，形成规模化调节能力，参与电网调峰、调频等辅助服务。这些新业态的规模化发展将进一步激活独立储能的灵活性价值，丰富盈利模式。

阿特斯盐城大丰储能电站

最后，也是最重要的一点，今年独立储能已经获得了资本市场的认可。

华夏能源网注意到，1月22日，阿特斯发行的“财通资管—阿特斯持有型不动产ABS（碳中和）”获上交所受理，这是国内首单以独立储能电站为底层资产的持有型不动产ABS。其底层资产为阿特斯旗下3座位于江苏、甘肃等地的合规独立储能电站，总装机规模超1GW/2GWh。

融资难、融资贵曾制约独立储能规模化发展，而资产证券化的落地，标志着独立储能正式获得资本市场认可。独立储能的资产证券化，既能帮助企业实现资金回笼、优化资产负债结构，也能为投资者提供低风险、稳定收益的投资标的，有助于打消资本对独立储能投资的顾虑，破解独立储能发展的关键瓶颈。

未来仍需跨越多重关山

虽然独立储能已经走上发展“快车道”，但也需要注意，行业仍然面临诸多挑战。

首先，风光装机将继续高速增长，对独立储能是非常大的挑战。

去年9月，中国新一轮国家自主贡献目标提出，到2035年，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。这意味着2026—2035年风光装机年均增量为1.83亿千瓦。去年12月，全国能源工作会议提出，2026全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上。

如此庞大的风光装机增量，意味着独立储能需要匹配更大规模与更高调节能力，才能承接海量新能源电力。能否在建设速度、布局密度上跟上风光新能源的步伐，成为独立储能面临的首要挑战。

其次，中国电网建设迎来新时代，对储能配套发展提出更高要求。

一方面，电网投资力度空前。早在2024年，电网投资增速已经超过电源投资，2025年差距进一步拉大。进入2026年，根据国家电网和南方电网公布的投资计划，“十五五”期间，电网总投资规模预计将突破5万亿元，力度空前。

另一方面，电网建设不仅重“量”更重“质”。去年12月31日，国家发改委、能源局发布了电网建设的指导性文件《关于促进电网高质量发展的指导意见》，提出要从技术等方面提高电网质量以支撑新能源大规模高比例发展，保障大电网运行安全和电力可靠供应。

哈密－重庆±800千伏特高压直流输电工程

值得注意的是，独立储能的“独立”，主要是相对新能源配储而言，并不意味着完全脱离风光发电和电网建设而放飞自我。相反，正所谓“皮之不存毛将焉附”，独立储能欲想“独立”，更要与新型电力系统的发展深度绑定。在目前电网大投资、高质量建设的背景下，电网对独立储能也提出了更高要求。

如《关于促进电网高质量发展的指导意见》明确提出，支持建设分布式独立储能和电网替代型储能；积极推进分布式新能源、新型储能等新型并网主体调控能力建设；加快构建网源运行协调、安全主动防御、资源市场配置、数智技术赋能的新型电力调度体系，增强电力调度灵活性和适应性，与电力市场运行高效衔接。

当前电网建设正朝着“主网 配网 微网”协同发展的方向迈进，主网需要大容量储能支撑调峰调频，配网与微网则需求分布式、小型化储能的灵活适配。这种多元化、差异化的需求，考验着独立储能的场景适应性与系统集成能力。

除此之外，独立储能要想真正“独立”，还要在经济上实现“独立”，能够实现自我造血。

虽然容量电价政策为独立储能建设“托底”，但想要拿到这份工资并不容易。例如，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》将储能电站的顶峰能力与容量电价挂钩，明确规定，容量电价折算比例=满功率连续放电时长÷全年最长净负荷高峰持续时长。也就是说，要想获得更高的容量电价，储能电站必须能够持续放电4小时以上，而短时储能将被折减。

 位于甘肃通渭的全国首个压缩空气与锂电池耦合的储能项目

这意味着，在将来独立储能必须以长时储能为目标，甚至不再以小时为单位，而是朝着“日级”储能的方向迈进。这对当前以锂离子电池为主的独立储能市场形成巨大冲击——锂电池在短时储能上优势显著，但在长时储能场景，成本与寿命存在严重短板。

未来，如何推动锂电池与液流电池、压缩空气储能等长时技术路线的协同发展，实现短时调峰与长时储能的优势互补，破解技术路线适配的难题，将成为独立储能走向成熟的关键发力点。