记者 王雅洁
进入10月以来，李振华案头上的项目表变了。过去跟在风电、光伏项目后面的储能，正在被单独拎出来申报。
李振华是西北某储能项目开发负责人。他对经济观察报记者表示，今年前三季度，他手中新备案项目里，独立储能项目已接近六成。一些原本绑定风光项目的储能方案，正在被重新评估，部分改成独立储能申报备案。
这场变化早有伏笔。国家发展改革委、国家能源局2025年1月27日印发、2月9日公布的《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》（下称“136号文”）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。政策落地之后，储能不必再跟风电、光伏项目一起备案，而是可以作为独立主体上场。
2026年6月下旬，陕西公示第一批电网侧独立储能项目建设清单。而全国层面的传导，正集中反映在今年前三季度的投运数据上。
CNESA（China Energy Storage Alliance，中关村储能产业技术联盟）10月14日发布的月度统计显示，据不完全统计，今年前三季度国内新型储能新增投运35.30吉瓦（GW）/102.31G吉瓦时（GWh），9月单月电网侧独立储能占当月新增功率的85.3%。
一家能源央企体系内一位独立储能平台投资负责人对经济观察报记者表示，该平台今年新增项目储备中，独立储能占比已升至七成以上。
西北地区储能行业从业者周胜民对经济观察报记者表示，陕西部分独立储能项目尚处在容量电价正式结算准入名单的申报阶段，还有部分项目正在推进送出线路审批，等待落实电网接入容量指标。
南方电网一位省级调度中心人士称，当前地方上已有部分并网项目因调用率未达到考核标准，出现容量电价结算额度打折的情况。
储能从风光项目后面走出来，第一步不是立刻赚钱，而是进入一套新的流程。能不能备案，能不能接入，能不能进清单，能不能顺利结算，正在决定这一轮独立储能项目真正落地的速度。
松开项目“缰绳”
西北某省发改委新能源处人士对经济观察报记者表示，136号文公布之后，政策慢慢在行业里落地。比如省内独立储能项目备案开始逐步放量。过去，储能大多跟着新能源项目一起备案。现在，越来越多的项目直接以独立储能主体申报，不再绑定具体风电、光伏场站。
该人士说，前三季度，当地独立储能新增并网呈现“前低后高”。一部分项目是在政策调整后重新改方案，从风光配套储能转为独立储能，方案变更、接入复核都需要时间。还有一些项目，上半年卡在设备供货、土地手续和送出工程施工进度上。到了三季度，前期储备项目集中赶上并网窗口。三季度投运的项目，多数是上一年已经完成主要前期工作的存量项目。今年新备案的一批独立储能项目，很多还处在设计施工图、土建阶段，实际并网要等到第四季度甚至明年。
地方也在给项目库“排队号”做清理。该人士称，储能项目备案放量后，省里注意到“占坑”现象。个别企业拿到备案后，资本金、接入条件迟迟不落实。当地正在完善项目库动态管理，对长期不开工项目做滚动清退。“备案数字好看，但备案不等于开工，开工也不等于并网。”该人士说。
陕西的清单已经先行一步。
周胜民对经济观察报记者表示，陕西第一批电网侧独立储能项目建设清单已在6月下旬公示，共15个项目，总规模202万千瓦、608万千瓦时。他提醒，建设清单还不是最终结算准入清单。大量不在第一批清单里的储备项目，只能等待下一批遴选。投资方最关心的是，第二批、第三批清单什么时候放开，名额会不会收紧，政策能不能保持稳定。
电网侧也在改流程。
央企西北二级电力公司工作人员乔勇对经济观察报记者表示，独立储能“充电单一制、放电退减输配电费”的结算规则，在当地已经实际运行了小半年。清单内合规项目大体可以按月滚动结算，但还不是完全自动化。电力交易、电费核算系统仍需要人工复核。
同一座储能电站一天内可能多次充放电，系统要逐时段区分充电下网、放电上网电量。退减输配电费时，还要精准匹配对应放电电量。乔勇说，早期部分月份出现过退减匹配错位，需要企业和交易、电价部门反复核对。跨区送电场景下，输配电费退减边界也还缺少更细的操作指引。
抢位
政策打开通道后，企业端的反应亦开始显现，投资平台抢着把新项目改走独立储能路径，制造端则顺着长时化趋势调整供给。
上述独立储能平台投资负责人对经济观察报记者表示，在该平台今年新增项目储备中，独立储能占比已升至七成以上。只要当地政策和接入条件允许，新项目会优先按独立储能路径推进。
他所在的平台还在回头梳理老项目。部分去年已经立项、绑定风电、光伏的配套储能，今年被重新拿出来评估。能否变更备案主体，能否单独接入电网，能否进入容量电价清单，成为项目会上各方反复确认的问题。
但这一步并不轻松。上述负责人说，有些国家大基地项目，原批复文件仍要求配套一定规模储能，不能随意剥离。还有一些项目正在申请当地电网接入规划。风光配储还会保留，只是商业开发和市场化收益更清晰的新项目，正在优先选择独立储能身份。
上述负责人表示，该平台内部对新项目设有收益门槛，资本金内部收益率底线大致在6.5%，全投资税前IRR（internal rate of return，内部收益率）不低于6%。项目能不能进入省级容量电价清单、调用率考核会不会扣罚、现货价差是否收窄，都要放进压力测试。
制造端也在跟着调整。
一家央企下属储能企业的生产总监赵瑞午对经济观察报记者表示，独立储能向长时化方向演进后，电芯产品路线也在变化。过去项目更关注单位功率成本，现在业主会追问长循环、持续放电能力和整站安全。大容量电芯、长时系统方案，正在成为新项目交流中的高频词。
长时化不只改写了锂电路线的取舍，也把非锂长时技术推入了投资方的比选清单，非锂路线也接到了更多询价。
一家主攻钠基长时储能路线的储能企业业务负责人对经济观察报记者表示，各地容量电价设置时长阶梯后，4小时、6小时以上项目更容易拿到足额补偿，投资方在方案比选时开始把钠电放进选项。过去几个月，非锂长时路线业务相关的技术交流和可研咨询明显增多。不过，很多业主仍在看产业链成熟度和实际电站运行数据。
新的门槛
储能单独上场后，第一道门槛是清单。进了清单，只是拿到容量补偿的入场资格，真正每天悬在头顶的，是调用率这道考核，它直接决定补偿能拿满还是打折。
还有民营项目虽然进了建设清单，投资方仍在观望、放缓节奏，顾虑的正是后续调用率考核会不会打折、收益模型会不会被改写。
调用率已经从文件上的要求，变成电站每天要面对的考核。
上述南方电网省级调度中心人士对经济观察报记者表示，已经完成调度协议和自动化联调的独立储能，会接入96点分时计划体系（把全天24小时按每15分钟一个时段切分为96个调度点）。日前形成基础充放电计划，日内滚动下发调度指令，自动化系统每5分钟采集一次实际出力数据，再和调度计划曲线对比。
上述调度人士说，考核的核心是储能项目申报的可用容量能不能兑现，满功率放电指令下达后，电站能不能达到申报功率，计划时段内电量执行偏差有多大。
该调度人士表示，调用率不达标造成容量电价打折的情况确实出现过，目前涉及项目占比不高。常见原因有两类，一类是电站自身设备故障、BMS（battery management system，电池管理系统）缺陷，导致无法按指令满功率出力；另一类是运营策略过于保守，为保护电池寿命，不愿跟随调度做深度满放。
电网也保留了豁免口径。若偏差来自电网断面受限、系统运行临时调整等非电站自身原因，调度侧会做认定，不纳入考核。但该人士提醒，豁免不是无条件兜底。硬件和运维跟不上，容量电费按比例打折会成为真实损失。
长时化带来另一道门槛。
周胜民说，陕西把6小时作为基准时长后，配置时长低于6小时的储能项目（如2小时、4小时配置项目）按时长比例折算容量电价。去年，不少储能项目还是2小时、4小时配置，今年新备案的项目很少再做2小时版本，首批清单中仍含部分去年立项、沿用2小时配置的项目，但新备案的项目已明显向4小时、6小时靠拢。很多开发商把方案上调到4小时起步，条件允许的直接做到6小时。
时长拉长，成本也跟着抬升。上述储能企业业务负责人负责人表示，压缩空气受地质资源约束，全钒液流初始投资高，钠电仍需要更多运行数据。更关键的是，现有容量电价、现货和辅助服务规则，很多仍按短时储能的方式核算收益。长时储能提供的跨日调峰、持续顶峰能力，还没有被充分定价。
海外市场也在抬门槛。
李振华对经济观察报记者表示，欧洲碳足迹、电池护照等合规要求，带来成本抬升，这种情况正在挤压中小集成商的利润。碳足迹核算、原材料溯源、第三方认证都要投入资金。若上游材料数据断档，
储能电池及原材料等货物到港后可能面临滞港、复审甚至退运。
独立储能摆脱了“配套”身份，也失去了过去跟随风光项目一起走的保护层。清单、接入、调用率、长时技术和海外合规，正在筛选真正能留下来的项目和企业。
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