河南省发展改革委则在2024年12月18日发布《关于开展新能源配建储能转为独立储能工作的通知》，明确已投运或在建的配建储能可按要求转为独立储能。
更早些时候，国家电投集团旗下首个新能源配建储能转为独立储能项目——吉电股份山东区域公司寿光40兆瓦/80兆瓦时独立储能项目全容量并网成功。2023年8月，山东省发展改革委、山东省能源局就印发了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，提出功率不低于3万千瓦的新能源配建储能，可按要求转为独立储能。
配建储能与新能源“解绑”提速。
国家能源局在2024年第四季度新闻发布会上提到，截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年底增长约86%。装机规模增长背后，“建而不用”的问题曾经是困扰新型储能发展的一大争议。2024年1月至8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时，利用率较此前明显提高，仍有进一步提升的空间。
一方面，允许配建储能与新能源“解绑”，有利于让新型储能以更灵活的方式参与电力市场，盘活资产，实现储能电站的利用价值最大化。另一方面，随着新能源在部分地区逐步入市，投资成本回收的不确定性随之增加，部分项目盈利空间可能缩小，配储的能力和动力进一步下降。
曾有业内人士提出，要求新能源配储的初衷是促进新能源消纳，最终降低电力系统的波动性。当新能源开始参与现货电能量市场和电力辅助服务市场时，通过考核新能源提供电力系统安全稳定运行所需的“标准”电力，即可促进储能的投资和利用。“这种方式比强制配建储能的效率更高。”
根据河南方案，新能源配建储能转为独立储能后，享受独立储能项目价格政策，充放电费用由电网企业统一结算，参与电力辅助服务市场。原有新能源项目应通过租赁方式落实自身配储责任，租赁容量不低于新能源开发方案要求配置的储能容量，若达不到要求，其配建储能不予转为独立储能。
在更早允许配建储能转独立储能的山东省，不少发电企业倾向于由电网调度储能，而不是联合新能源机组一起参与市场，前者虽然不能保证所有储能都获得最高收入，但平均利用率会提高。
作为保障新能源消纳的政策工具，强制配储曾是各地的“定心丸“。但2024年5月23日国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》(国发〔2024〕12号)，在新能源利用率上开了一个“口子”，从95%降低至90%。利用率要求的下降使得强制配储的必要性存疑，配建储能与新能源“解绑”可以视为消化存量配储项目的机制之一，加上新能源与新型储能入市不断推进，新能源项目投资者未来有望对是否配建储能、配建多少储能拥有更大的决定权。
