河南省發展改革委則在2024年12月18日發布《關于開展新能源配建儲能轉為獨立儲能工作的通知》，明確已投運或在建的配建儲能可按要求轉為獨立儲能。

更早些時候，國家電投集團旗下首個新能源配建儲能轉為獨立儲能項目——吉電股份山東區域公司壽光40兆瓦/80兆瓦時獨立儲能項目全容量并網成功。2023年8月，山東省發展改革委、山東省能源局就印發了《關于開展我省配建儲能轉為獨立儲能試點工作的通知》，提出功率不低于3萬千瓦的新能源配建儲能，可按要求轉為獨立儲能。

配建儲能與新能源“解綁”提速。

國家能源局在2024年第四季度新聞發布會上提到，截至2024年9月底，全國已建成投運新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時，較2023年底增長約86%。裝機規模增長背后，“建而不用”的問題曾經是困擾新型儲能發展的一大爭議。2024年1月至8月，全國新型儲能累計充放電量約260億千瓦時，等效利用小時數約620小時，利用率較此前明顯提高，仍有進一步提升的空間。

一方面，允許配建儲能與新能源“解綁”，有利于讓新型儲能以更靈活的方式參與電力市場，盤活資產，實現儲能電站的利用價值最大化。另一方面，隨著新能源在部分地區逐步入市，投資成本回收的不確定性隨之增加，部分項目盈利空間可能縮小，配儲的能力和動力進一步下降。

曾有業內人士提出，要求新能源配儲的初衷是促進新能源消納，最終降低電力系統的波動性。當新能源開始參與現貨電能量市場和電力輔助服務市場時，通過考核新能源提供電力系統安全穩定運行所需的“標準”電力，即可促進儲能的投資和利用。“這種方式比強制配建儲能的效率更高。”

根據河南方案，新能源配建儲能轉為獨立儲能后，享受獨立儲能項目價格政策，充放電費用由電網企業統一結算，參與電力輔助服務市場。原有新能源項目應通過租賃方式落實自身配儲責任，租賃容量不低于新能源開發方案要求配置的儲能容量，若達不到要求，其配建儲能不予轉為獨立儲能。

在更早允許配建儲能轉獨立儲能的山東省，不少發電企業傾向于由電網調度儲能，而不是聯合新能源機組一起參與市場，前者雖然不能保證所有儲能都獲得最高收入，但平均利用率會提高。

作為保障新能源消納的政策工具，強制配儲曾是各地的“定心丸“。但2024年5月23日國務院印發的《2024—2025年節能降碳行動方案》(國發〔2024〕12號)，在新能源利用率上開了一個“口子”，從95%降低至90%。利用率要求的下降使得強制配儲的必要性存疑，配建儲能與新能源“解綁”可以視為消化存量配儲項目的機制之一，加上新能源與新型儲能入市不斷推進，新能源項目投資者未來有望對是否配建儲能、配建多少儲能擁有更大的決定權。