中國儲能網(wǎng)訊：儲能電站的收益差距正在拉大。
8月底，廣東省電力交易中心發(fā)布的《2025年廣東電力市場半年報告》顯示，今年上半年，參與電能量市場的獨立儲能與抽水蓄能合計結(jié)算電費6105.0萬元，月均收益1017.5萬元，處于盈利狀態(tài)。
同月，國網(wǎng)湖南省電力有限公司發(fā)布的《2025年7月湖南省新能源項目配置儲能情況公示》顯示，今年7月，共31個儲能電站涉及充放電操作，產(chǎn)生充放電收益共計約-3191.66萬元；而在6月，這一數(shù)值為約-2127.28萬元，虧損有所擴大。
雖然，廣東與湖南在地理位置上相互接壤，儲能的收益為何相差如此之大？儲能電站已經(jīng)實現(xiàn)盈利的廣東，是否可以高枕無憂？
（1）何以產(chǎn)生虧損和盈利反差
影響儲能電站是否盈利的一個主要因素是充放電的價差。
國網(wǎng)湖南電力公示的文件顯示，2025年7月，湖南獨立儲能電站整體平均充電價格平均約0.64元/kWh，放電價格平均為0.45元/kWh，充放電價差為-0.19元/kWh，價格倒掛。而在6月份，充放平均價格分別為0.66元/kWh和0.45元/kWh，充放電價差為-0.21元/kWh，價格同樣處于倒掛狀態(tài)。
雖然，與6月相比，7月充放電價差有所縮小，但在7月，湖南31座獨立儲能電站的充放電量遠遠高于6月的充放電電量，所以導致虧損擴大。
《2025年廣東電力市場半年報告》顯示，今年1—6月，參與電能量市場的獨立儲能與抽水蓄能充電均價0.25元/kWh；放電結(jié)算電量4.8億千瓦時，均價0.44元/kWh，充放電平均價差約為0.19元/kWh。
廣東獨立儲能電站分布圖
對于湖南獨立儲能電站充放電價格倒掛的原因，湖南能源監(jiān)管辦在對省內(nèi)部分儲能電站調(diào)研后表示，新型儲能裝機過快導致儲能電站供給過剩，容量租賃市場競爭激烈，新型儲能電站收入普遍不及預期。
而廣東作為全國新型儲能大省，儲能市場目前還處于爆發(fā)式增長狀態(tài)。據(jù)CESA儲能應(yīng)用分會產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，2025年上半年，廣東新增1395個儲能備案項目，數(shù)量居全國第二，總規(guī)模達44.28GW/92.62GWh。其中獨立儲能備案項目顯著增多，達199個，總規(guī)模42.89GW/89.09GWh，同比暴增260.55%。
需要注意的是，在2025年6月，湖南省能監(jiān)辦發(fā)布的《關(guān)于公開征求湖南電力市場系列規(guī)則意見的通知》明確提出，獨立儲能可采用報量不報價的方式參與電力現(xiàn)貨市場中，但截止目前，該省的儲能電站還沒有正式參與其中。而廣東的獨立儲能電站卻早已經(jīng)享受到了電力市場帶來的紅利。
2025年上半年，廣東共有9家獨立儲能和1家抽水蓄能參與電力現(xiàn)貨市場，合計結(jié)算電費5213.0萬元，月均收益868.83萬元。其中，充電均價為0.2763元/kWh，放電均價0.3976元/kWh，充放電價差為0.12/kWh。
（2）廣東獨立儲能可以高枕無憂嗎？
從參與電力市場交易方面來看，廣東獨立儲能電站每度電能賺0.12元，雖然能夠盈利，但也并不樂觀。
《2025年廣東電力市場半年報告》顯示，今年1—6月，廣東獨立儲能參與現(xiàn)貨日前市場充放電平均價差為0.195元/kWh；參與現(xiàn)貨實時市場充放電平均價差為0.177元/kWh，均明顯高于結(jié)算后的實際充放電價差為0.123元/kWh。
結(jié)算后收益縮水的原因在于實際結(jié)算中的各種考核補償分攤。《2025年廣東電力市場半年報告》顯示，今年1—6月，廣東參與電力現(xiàn)貨市場的9家獨立儲能與1家抽水蓄能合計充放電能量電費5477.4萬元，其中分攤考核補償電費-264.4萬元，最終結(jié)算電費5213.0萬元。
分攤考核補償電費有章可循。早在2024年10月，國家能源局發(fā)布的《國家能源局綜合司關(guān)于公開征求<電力輔助服務(wù)市場基本規(guī)則>意見的通知》就提到，獨立儲能、自備電廠、虛擬電廠等“發(fā)用一體”主體，在結(jié)算時段內(nèi)按綜合上網(wǎng)（下網(wǎng)）電量參與發(fā)電側(cè)（用戶側(cè)）輔助服務(wù)費用分攤。
但是，分攤費用的比例各省有所不同，也并非一直不變。政策的變動均會對獨立儲能電站的收益造成影響。如在2024年，廣東共有6家獨立儲能與1家抽水蓄能參與電力現(xiàn)貨市場，全年分攤及返還電費32.3萬元。
（3）是個別問題還是普遍問題？
由于各地電力市場化進程以及儲能電站供需關(guān)系的不同，當前國內(nèi)的儲能市場，各省之間的發(fā)展并不平衡，這也是造成廣東和湖南儲能電站收益分化的原因之一。但是，透過這些差異，也能看出各省儲能電站發(fā)展面臨的共性問題。
首先，國內(nèi)儲能電站的盈利模式還比較單一，除了利用充放電電價差的峰谷套利模式外，調(diào)頻、備用、爬坡等重要的輔助服務(wù)市場普遍缺失或難以盈利。
如爬坡服務(wù)，早在2021年底國家能源局就出臺了政策，將其列入電力輔助服務(wù)之列，但直到2024年3月，山東才首次正式在電網(wǎng)啟動運行，至今，國內(nèi)大部分省份還均未將其列入輔助服務(wù)市場。
另外在輔助服務(wù)市場方面，盈利難度也增加。以當前最重要的調(diào)頻市場為例，2025年7月17日，國家能源局發(fā)布的《2024年度中國電力市場發(fā)展報告》稱，隨著獨立儲能2024年2月進入市場，南方區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場競爭加劇，市場整體呈現(xiàn)出“量增價減”的趨勢。2024年南方區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場平均出清價格同比下降11.9％。
南方電網(wǎng)和三峽集團合作在廣東投建的峽安獨立儲能站
其次，在電力市場已經(jīng)正式運行的區(qū)域，儲能參與電力交易的現(xiàn)狀也不容樂觀。主要在于2024年以來，各地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場均價普遍下降。到了2025年上半年，電力現(xiàn)貨市場均價依舊呈下行趨勢。
對于其中的原因主要有兩方面：一方面是近期以來，動力煤價格一路走低，導致煤電成本相應(yīng)走低；另一方面，新能源裝機量猛增，同時發(fā)電量占比也不斷提高，導致新能源電力供應(yīng)較為充足，發(fā)（放）電側(cè)競爭激烈。
（4）如何破局收益難題
針對儲能和電力市場的規(guī)劃，《2025年廣東電力市場半年報告》在下半年工作重點中明確，落實綠電直連項目參與電力交易有關(guān)要求，做好與當前市場機制的銜接；加快虛擬電廠參與交易步伐，推進首批虛擬電廠運營商注冊并開展相關(guān)批發(fā)、零售交易。
綠電直連是指風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)供給電量清晰物理溯源的模式，可分為并網(wǎng)型、離網(wǎng)型兩類，其中并網(wǎng)型項目需接入公共電網(wǎng)，可作為整體參與電力交易。虛擬電廠通過數(shù)字化平臺聚合分散的可調(diào)節(jié)資源，實現(xiàn)統(tǒng)一調(diào)度和參與電力市場。
無論是綠電直連還是虛擬電廠，都離不開儲能的參與，這也為儲能電站提供了新的市場機會和收益渠道。
此前有媒體報報道，作為全國首家以現(xiàn)貨模式參與電力市場交易的虛擬電廠——山西風行測控股份有限公司，自2023年9月入市至2025年1月，已聚合資源149.82萬千瓦，獲得紅利135.58萬元。自2023年9月1日山西正式啟動虛擬電廠入市交易至2025年1月的16個月間，山西虛擬電廠共結(jié)算電量3.84億千瓦時，獲得紅利259.36萬元。
而從全國范圍看，許多省份也出臺了支持綠電直連、虛擬電廠發(fā)展的新政策，而這些新場景的不斷擴大，也為儲能電站盈利提供了空間。
