对独立储能的相关支持政策占据了《通知》的主要篇幅。《通知》提出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。这一规定预计将明显提升独立储能电站的投资收益水平。
充电电量不承担输配电价、政府性基金及附加
《通知》提出，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。这一规定将降低独立储能电站充电价格。
在这一规定出台前，独立储能电站使用电网供应的电力充电时，其身份视同电力用户，应支付的电价中包含上网电价、输配电价、政府基金及附加和相应税费。但在向电网放电时，储能电站实际地位相当于发电机组，只能获得发电侧的上网电价和辅助服务等收益。因此储能电站如参与电力市场，其可通过移峰填谷获取电能量收益，但还需要负担因用电而产生的输配电价、政府基金及附加。
其他类型的储能项目由于没有独立身份通常无此问题，用户侧储能按照电力用户的价格充电，配套建设的新能源侧储能使用弃风弃光电量充电，联合火电调频的储能电站用电可计入厂用电。
有业内人士指出，独立储能除了充放电过程中的少部分损耗外，其使用的大部分电量最终都重新回到电网，再由电网输送给终端用户，终端用户同样要支付输配电价和政府基金及附加，因此存在重复收取的问题。
但省级主管部门没有权限改变这一政策。2021年，山东曾尝试变通做法，按照充放相抵的原则，仅对储能电站损耗电量按照工商业及其他用电单一制电价执行收取电费。2022年由于山东已进入长周期电力现货市场结算试运行，原有政策也不再执行。
新规出台后，参与山东现货市场的独立储能电站将直接受益，用电成本可减少0.1元—0.2元/千瓦时。国家价格主管部门出台政策，也为后续其他各地方制定相关扶持政策减少了障碍。
力推独立储能参与市场
新能源强配储能曾一度是储能规模增长的主力，但大量项目建成后利用率并不高。从《通知》内容来看，独立储能将获得更多政策青睐。
《通知》对独立储能电站的支持内容包括：
加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格。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。
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，以及在电网发生事故时提供快速有功响应服务。
配建新型储能也可以参与到电力市场中。《通知》提出，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。
对于新能源配建储能转为独立储能，有从业者认为技术上改造难度并不高，不过各地对于独立储能参与电力市场均有一定门槛，规模较小的配建储能项目可能仍无缘电力市场。
在各种形式的储能电站中，独立储能有望拥有最全面的获利机会。以山东省为例，目前山东独立储能电站的收益包括现货电能量市场收益、辅助服务市场收益、容量电价补偿和新能源企业支付的租赁费用。
而强制要求新能源配建的储能项目，主要通过消纳弃风弃光电量、减少“两个细则”考核来帮助新能源场站提高整体收益。由于没有通畅的成本疏导机制，在过去两年由新能源企业自担成本。进入2022年，电芯价格走高带动储能系统成本上涨，配建储能的新能源项目投资回报率进一步降低。部分企业选择尽可能压低储能项目成本，也有相当多项目因成本过高而暂时搁置。《通知》允许此类项目转为独立储能项目，相当于增加其获取收益的途径。
独立储能项目高度依赖明确的政策和电力市场交易规则来解决成本回收问题。实际上，在过去几年，储能已经在国家政策层面获得独立主体地位和独立参与电力市场的资格。但由于电力市场主要以省为单位建设，制定具体可操作政策的任务最终都落在省级主管部门肩上。
因此，《通知》除了重申储能参与市场的权利外，也敦促调度机构优化储能调度运行机制，交易机构完善适应储能参与交易的电力市场交易系统，各地主管部门则应尽快修订辅助服务相关规则，加强对独立储能调度运行监管，保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，具有同等权益和相当的利用率。各地均要根据本地新型储能现状和市场建设情况，制定细化工作实施方案。
