在全球能源轉(zhuǎn)型的浪潮中，獨立儲能憑借 “不依附新能源項目、獨立參與電力市場” 的獨特屬性，已然成為儲能領(lǐng)域的 “寵兒”。

儲能企業(yè)對這一賽道的布局熱情持續(xù)高漲，推動行業(yè)呈現(xiàn)爆發(fā)式增長態(tài)勢。

然而，在快速擴張的背后，盈利模式單一、市場機制不完善、技術(shù)標準缺失等隱憂逐漸顯現(xiàn)，為行業(yè)可持續(xù)發(fā)展埋下隱患。

獨立儲能的崛起，源于其對新型電力系統(tǒng)的適配性。與依附于新能源項目的配套儲能不同，獨立儲能可自主參與電力市場交易，通過調(diào)峰、調(diào)頻、容量租賃等多元方式靈活發(fā)揮作用，成為平衡電網(wǎng)供需、保障電力安全的重要力量。

行業(yè)數(shù)據(jù)顯示，2025 年上半年，全國新增獨立儲能項目備案規(guī)模已突破 200GWh，創(chuàng)下歷史同期新高。僅內(nèi)蒙古一地，2025 年至今已下發(fā)三批獨立儲能項目清單，規(guī)模超 20GWh。同期，中國儲能市場并網(wǎng)項目共計 1040 個，總規(guī)模達 21.79GW/51.20GWh，同比增長 46%；其中，獨立儲能占比 58%，成為推動儲能市場增長的核心動力。

這一擴張態(tài)勢的背后，是政策引導與市場需求的雙重驅(qū)動。一方面，國家層面持續(xù)推進電力市場改革，明確支持新型儲能參與市場交易；另一方面，新能源裝機量快速增長，電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻需求激增，為獨立儲能提供了廣闊的應(yīng)用場景。

企業(yè)普遍認為，獨立儲能是能源轉(zhuǎn)型中的 “確定性機會”，紛紛加大投資力度，布局節(jié)奏明顯加快，“悄悄大干” 是其真實寫照。但 “悄悄大干” 的同時，若忽視獨立儲能仍存在的部分發(fā)展隱憂，一味沉溺于 “盲干” 而不根據(jù)行業(yè)節(jié)奏有序推進，或?qū)⒎湃坞[憂演變?yōu)槎玖觥?/span>

湖南31座電站“虧損”爭議背后

2025 年 7 月，湖南電網(wǎng)發(fā)布的 6 月新能源配儲及獨立儲能結(jié)算數(shù)據(jù)，引發(fā)了行業(yè)對獨立儲能盈利性的廣泛討論。

這一案例雖未反映行業(yè)普遍虧損，卻揭開了獨立儲能與政策機制、新能源配儲責任深度綁定的復雜現(xiàn)狀。

根據(jù)湖南電網(wǎng)公示，2025 年 6 月，湖南省應(yīng)配置儲能的新能源項目共 322 個，總裝機容量 1890.46 萬千瓦，按政策要求應(yīng)配套儲能 217.52 萬千瓦。其中，291 個新能源項目實現(xiàn)儲能 “滿配”，總裝機 1690.78 萬千瓦，應(yīng)配儲能 198.49 萬千瓦，實際配儲達 208.01 萬千瓦（2.08GW），超額完成配儲要求；另有 31 個項目未達標，包括 28 個完全未配儲的項目（總裝機 199.68 萬千瓦，應(yīng)配儲 19.02 萬千瓦），以及 3 個配儲不足的項目（已配 0.98 萬千瓦，距應(yīng)配規(guī)模 1.46 萬千瓦仍有差距）。

從數(shù)據(jù)看，湖南省新能源配儲整體完成度較高（291/322），但未配儲項目的存在，為獨立儲能的 “替代性作用” 提供了空間。 獨立儲能可通過提供調(diào)峰服務(wù)，彌補未配儲項目的缺口，而這一過程的成本與收益分配，正是爭議的核心。

更受關(guān)注的是同期發(fā)布的《6 月獨立儲能電站充放電結(jié)算單》。數(shù)據(jù)顯示，湖南省 31 個獨立儲能電站當月充放電收益為 - 2127.278254 萬元，呈現(xiàn) “高價充電、低價放電” 的價格倒掛現(xiàn)象。這一數(shù)據(jù)被部分解讀為 “獨立儲能項目虧損”，引發(fā)市場擔憂。

對此，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟高級政策研究經(jīng)理張佳寧解釋，這一解讀存在誤導性。“所謂的‘虧損’，并非獨立儲能企業(yè)的實際運營虧損，而是湖南電網(wǎng)基于調(diào)度需求，在非現(xiàn)貨期間執(zhí)行的價格機制調(diào)整。”

具體而言，獨立儲能在電網(wǎng)調(diào)用中可能因 “充電時電價高、放電時電價低” 產(chǎn)生賬面負收益，但根據(jù)湖南省政策，這部分差額將由未配儲的新能源企業(yè)按上網(wǎng)電量分攤，電網(wǎng)公司在結(jié)算電費時直接扣除，最終獨立儲能企業(yè)并不會承擔這部分損失。

這一機制的本質(zhì)，是通過價格信號倒逼新能源企業(yè)履行配儲責任，同時保障獨立儲能的合理收益。但案例也暴露了獨立儲能的盈利依賴政策設(shè)計的現(xiàn)狀。

當前，獨立儲能收益并非完全由市場供需決定，而是與地方配儲政策、成本分攤機制深度綁定，一旦政策調(diào)整，企業(yè)收益可能面臨不確定性。

隱憂暗藏：盈利、市場與布局多重挑戰(zhàn)

此前，業(yè)內(nèi)普遍呼吁，應(yīng)從三方面助力獨立儲能電站發(fā)展。其一，確立儲能的獨立主體地位，優(yōu)化電網(wǎng)接入規(guī)則，打破抽蓄調(diào)度優(yōu)先權(quán)的壟斷；其二，構(gòu)建容量電價機制，借鑒煤電與抽蓄的經(jīng)驗，為獨立儲能項目提供固定成本補償保障；其三，完善電力現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場，拉大峰谷電價差，目標在 0.7 元 /kWh 以上，推動調(diào)頻、備用、快速響應(yīng)等服務(wù)的市場化定價。

以一座 100MW/200MWh 的儲能電站為例，其全生命周期運行需實現(xiàn) 0.42 元 / Wh 的收益，方可收回投資成本。要達成這一收益目標，儲能電站需從多個渠道挖掘盈利空間，包括容量市場收益、現(xiàn)貨市場價差收益以及輔助服務(wù)收益。

中國南方電網(wǎng)公司專家委專職委員、特級戰(zhàn)略專家鄭耀東此前分析認為，若容量市場能提供每瓦時約 0.17 元的收益，現(xiàn)貨市場價差收益增加約 0.05 元，輔助服務(wù)收益再增加約 0.05 元，三者相加即可實現(xiàn) 0.42 元的收益目標。

但當前，獨立儲能一邊是備案火熱，一邊仍難逃多方面挑戰(zhàn)：

一是盈利模式單一，周期波動風險加劇。

當前，獨立儲能的盈利主要依靠 “電力輔助服務(wù)+ 容量租賃” 的 “雙輪驅(qū)動” 模式，但該模式抗風險能力較弱，易受市場供需與政策調(diào)整的影響。

地方政策對獨立儲能收益的影響顯著。2025 年 8 月，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局再次發(fā)布《內(nèi)蒙古自治區(qū)增量配電業(yè)務(wù)管理細則（征求意見稿）》和《關(guān)于促進增量配電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展的若干措施（征求意見稿）》。

與第一次征求意見稿相比，新版《若干措施》中，將獨立儲能和用戶側(cè)儲能要求更新，獨立儲能方面刪除了“可享受自治區(qū)獨立儲能電站政策”。

這一調(diào)整意味著獨立儲能在增量配電網(wǎng)中的收益支持可能減弱。類似地，部分省份雖鼓勵獨立儲能發(fā)展，卻未明確容量租賃價格、輔助服務(wù)收益的長效機制，致使企業(yè)投資仍存顧慮。

不過，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局8月19日消息稱，內(nèi)蒙古對全區(qū)納入規(guī)劃的獨立新型儲能電站累計發(fā)放的放電量補償金突破2億元大關(guān)，在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、探索儲能可持續(xù)商業(yè)模式方面走在全國前列。

二是電力市場機制不完善，區(qū)域發(fā)展失衡。

獨立儲能的市場化收益，高度依賴電力市場的成熟程度。目前，我國電力市場改革雖在加速推進，但區(qū)域間發(fā)展不均衡問題突出，制約了獨立儲能的價值釋放。

電力現(xiàn)貨市場是反映實時供需、實現(xiàn)儲能 “低充高放” 套利的核心場景。然而目前，僅有廣東、浙江、山東等少數(shù)省份實現(xiàn)了現(xiàn)貨市場連續(xù)運行，獨立儲能可通過參與現(xiàn)貨交易獲取電能量收益；而在多數(shù)非現(xiàn)貨市場區(qū)域，儲能項目仍難以通過中長期交易鎖定收益，只能依賴固定電價的輔助服務(wù)，收益空間受限。

調(diào)頻服務(wù)是儲能的優(yōu)勢領(lǐng)域，但目前僅甘肅、廣東等省份允許獨立儲能實質(zhì)性參與調(diào)頻市場并獲取收益；多數(shù)地區(qū)的調(diào)頻市場仍以火電機組為主，獨立儲能入場門檻高，甚至被排除在外。輔助服務(wù)市場的有限開放，導致獨立儲能的 “靈活性價值” 難以充分發(fā)揮。

三是容量價值未凸顯，收益二選一正在成為新常態(tài)。

獨立儲能的 “容量價值”—— 即其在電力系統(tǒng)高峰時段提供可靠出力、保障電網(wǎng)穩(wěn)定的能力，在實際運行中愈發(fā)重要，但當前缺乏合理的回收機制。

2025 年入夏以來，全國多地遭遇極端高溫天氣，最大電力負荷屢創(chuàng)新高，16 個省級電網(wǎng)的歷史紀錄被 36 次刷新。在此背景下，國家電力調(diào)度控制中心組織的新型儲能度夏集中調(diào)用試驗顯示，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)新型儲能可調(diào)最大電力達 64.23 吉瓦，實時最大放電電力達 44.53 吉瓦，相當于近 3 座三峽水電站的裝機容量；在夏季晚高峰時段，新型儲能平均頂峰時長約 2.4 小時，有效緩解了用電緊張局面。

這一數(shù)據(jù)充分證明了獨立儲能的容量價值，但《電力市場運行基本規(guī)則》中雖明確容量交易包含儲能出力能力，全國性的容量補償機制或容量市場交易機制仍未完善。

以湖南為例，該省新型儲能裝機在兩年內(nèi)增至 273.3 萬千瓦 / 545.8 萬千瓦時，裝機規(guī)模位居國內(nèi)前列。裝機速度快意味著可供調(diào)用的容量供給遠大于需求，容量租賃市場競爭激烈，租金單價從 2023 年的約 120 多元 /kWh?年跌至 2024 年的 60、70 元甚至更低，導致本可作為保底的租金收入大幅縮水。

此外，目前市場規(guī)則尚在完善階段，多數(shù)地區(qū)對同一儲能資源能否同時獲取能量交易和輔助服務(wù)收益存在限制，或尚未建立聯(lián)合優(yōu)化機制。這可能導致儲能在某一時刻不得不 “二選一”，降低了綜合收益。

四是獨立儲能項目分布不均，可能出現(xiàn)供需錯配。

獨立儲能的投資開發(fā)主體，除傳統(tǒng)能源國企外，越來越多民營產(chǎn)業(yè)資本也在積極參與，但當前 “占坑” 心理普遍存在，在此情況下，必須警惕可能出現(xiàn)的風險。

例如廣東部分地區(qū)申報的項目總規(guī)模偏大；存在多個項目扎堆選址在同一 500 千伏或 220 千伏供電片區(qū)的情況，擬建設(shè)規(guī)模遠超系統(tǒng)允許的可接入容量；項目選址定容未考慮近區(qū)變電站剩余的可接入間隔情況。

五是獨立儲能對儲能技術(shù)要求更甚，要讓技術(shù)從配儲時代向獨儲時代跳級。

在提供功率型輔助服務(wù)時，獨立儲能電站需經(jīng)受大倍率充放電考驗，對電芯一致性要求極高，微小性能差異長期運行中可能被放大，影響電站輸出穩(wěn)定性甚至引發(fā)安全隱患。

未來，獨立儲能電站需在關(guān)鍵技術(shù)領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)突破：電氣集成技術(shù)要優(yōu)化電路拓撲，減少電能損耗并適應(yīng)電流沖擊；海量電芯一致性控制技術(shù)通過精準調(diào)控保持充放電同步，避免電芯過度充放；BMS 邊緣控制技術(shù)需快速響應(yīng)，實時監(jiān)測并動態(tài)調(diào)整電芯狀態(tài)；電芯安全預警技術(shù)持續(xù)監(jiān)測指標，提前預警風險。如此才能提升穩(wěn)定運行能力，滿足電力系統(tǒng)需求。

以 100MWh 儲能電站為例，其包含 10 萬節(jié) 314Ah 電芯，確保這些電芯充放電協(xié)同一致，是保障電站安全穩(wěn)定高效運行的核心難題。部分電芯異?？赡軐е鹿β什▌?、影響服務(wù)質(zhì)量，甚至引發(fā)安全事故，這一難題關(guān)乎行業(yè)可持續(xù)發(fā)展，亟待攻關(guān)。

南都電源近期簽署的 2.8GWh 獨立儲能訂單，全部采用自主研發(fā)的 314Ah 半固態(tài)儲能電池，其循環(huán)壽命達 10000 次以上。這也標志著高端技術(shù)在獨立儲能領(lǐng)域的商業(yè)化應(yīng)用取得突破。

以上五大方面因素，已經(jīng)成為獨立儲能潛藏的“腫瘤”，如同華美袍子上的虱子。

警惕隱憂惡化，獨立儲能質(zhì)量突圍

獨立儲能的快速擴張是能源轉(zhuǎn)型的必然選擇，但在這一過程中，極易陷入 “占坑” 的誤區(qū)，甚至陷入各省市比拼的“工具”，從而忽視產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必然性。

當前，獨立儲能備案項目數(shù)量龐大，一方面確實是行業(yè)火熱發(fā)展的縮影，體現(xiàn)出市場對獨立儲能的高度關(guān)注與積極參與；但另一方面，其中不乏 “占坑” 行為，部分企業(yè)僅為搶占資源或獲取政策紅利便倉促布局，全然不顧項目質(zhì)量與長遠發(fā)展。

從行業(yè)機制而言，要實現(xiàn)獨立儲能的可持續(xù)發(fā)展，仍需政府層面從短期機制完善、中長期體系建設(shè)，以及企業(yè)策略調(diào)整三方面協(xié)同發(fā)力，推動行業(yè)實現(xiàn)質(zhì)量突圍。

從當前發(fā)展現(xiàn)狀來看，明確多元收益路徑是核心舉措。比如，在全國范圍內(nèi)，應(yīng)推動獨立儲能全面參與電能量交易、輔助服務(wù)交易與容量交易，形成 “三位一體” 的收益結(jié)構(gòu)。具體來說，在現(xiàn)貨市場區(qū)域，允許儲能通過 “低谷充電、高峰放電” 的模式獲取價差收益，充分發(fā)揮其在電力供需調(diào)節(jié)中的靈活性；在非現(xiàn)貨區(qū)域，則需建立中長期合約與輔助服務(wù)補償相結(jié)合的機制，為儲能項目提供穩(wěn)定的收益保障，減少市場波動帶來的風險。

同時，可參考湖南的經(jīng)驗，進一步明確未配儲新能源企業(yè)對獨立儲能的成本分攤責任。通過市場化方式，將新能源企業(yè)的配儲義務(wù)轉(zhuǎn)化為對獨立儲能的收益支撐，既保障了獨立儲能的合理收益，又避免了因價格機制調(diào)整而引發(fā)的市場誤讀，維護市場的穩(wěn)定運行。

在布局規(guī)劃上，應(yīng)結(jié)合新能源基地與負荷中心的分布情況，制定全國性的獨立儲能布局規(guī)劃。例如，在西北新能源基地，需合理控制獨立儲能規(guī)模與新能源裝機的比例，避免出現(xiàn)供過于求的局面，確保資源高效利用；在華東、華南等負荷中心，則可通過土地政策傾斜、電價補貼等方式，鼓勵分布式獨立儲能建設(shè)，以更貼近負荷的方式緩解區(qū)域內(nèi)的供需錯配問題，提升電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

值得注意的是，行業(yè)在發(fā)展過程中仍需警惕 “占坑” 行為對整體質(zhì)量的拖累。只有摒棄短期逐利思維，注重項目的質(zhì)量與技術(shù)含量，才能推動獨立儲能行業(yè)健康發(fā)展。

能源革命是一場長跑，獨立儲能作為其中的關(guān)鍵賽道，其發(fā)展不應(yīng)盲目追求 “跑得最快”，而應(yīng)致力于 “跑得最穩(wěn)”。只有以質(zhì)量為核心，以技術(shù)為支撐，以合理機制為保障，才能讓獨立儲能在能源轉(zhuǎn)型的浪潮中發(fā)揮更大作用，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。