独立储能悄悄大干，警惕隐忧恶化

在全球能源转型的浪潮中，独立储能凭借 “不依附新能源项目、独立参与电力市场” 的独特属性，已然成为储能领域的 “宠儿”。

储能企业对这一赛道的布局热情持续高涨，推动行业呈现爆发式增长态势。

然而，在快速扩张的背后，盈利模式单一、市场机制不完善、技术标准缺失等隐忧逐渐显现，为行业可持续发展埋下隐患。

独立储能的崛起，源于其对新型电力系统的适配性。与依附于新能源项目的配套储能不同，独立储能可自主参与电力市场交易，通过调峰、调频、容量租赁等多元方式灵活发挥作用，成为平衡电网供需、保障电力安全的重要力量。

行业数据显示，2025 年上半年，全国新增独立储能项目备案规模已突破 200GWh，创下历史同期新高。仅内蒙古一地，2025 年至今已下发三批独立储能项目清单，规模超 20GWh。同期，中国储能市场并网项目共计 1040 个，总规模达 21.79GW/51.20GWh，同比增长 46%；其中，独立储能占比 58%，成为推动储能市场增长的核心动力。

这一扩张态势的背后，是政策引导与市场需求的双重驱动。一方面，国家层面持续推进电力市场改革，明确支持新型储能参与市场交易；另一方面，新能源装机量快速增长，电网调峰、调频需求激增，为独立储能提供了广阔的应用场景。

企业普遍认为，独立储能是能源转型中的 “确定性机会”，纷纷加大投资力度，布局节奏明显加快，“悄悄大干” 是其真实写照。但 “悄悄大干” 的同时，若忽视独立储能仍存在的部分发展隐忧，一味沉溺于 “盲干” 而不根据行业节奏有序推进，或将放任隐忧演变为毒瘤。

湖南31座电站“亏损”争议背后

2025 年 7 月，湖南电网发布的 6 月新能源配储及独立储能结算数据，引发了行业对独立储能盈利性的广泛讨论。

这一案例虽未反映行业普遍亏损，却揭开了独立储能与政策机制、新能源配储责任深度绑定的复杂现状。

根据湖南电网公示，2025 年 6 月，湖南省应配置储能的新能源项目共 322 个，总装机容量 1890.46 万千瓦，按政策要求应配套储能 217.52 万千瓦。其中，291 个新能源项目实现储能 “满配”，总装机 1690.78 万千瓦，应配储能 198.49 万千瓦，实际配储达 208.01 万千瓦（2.08GW），超额完成配储要求；另有 31 个项目未达标，包括 28 个完全未配储的项目（总装机 199.68 万千瓦，应配储 19.02 万千瓦），以及 3 个配储不足的项目（已配 0.98 万千瓦，距应配规模 1.46 万千瓦仍有差距）。

从数据看，湖南省新能源配储整体完成度较高（291/322），但未配储项目的存在，为独立储能的 “替代性作用” 提供了空间。 独立储能可通过提供调峰服务，弥补未配储项目的缺口，而这一过程的成本与收益分配，正是争议的核心。

更受关注的是同期发布的《6 月独立储能电站充放电结算单》。数据显示，湖南省 31 个独立储能电站当月充放电收益为 - 2127.278254 万元，呈现 “高价充电、低价放电” 的价格倒挂现象。这一数据被部分解读为 “独立储能项目亏损”，引发市场担忧。

对此，中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理张佳宁解释，这一解读存在误导性。“所谓的‘亏损’，并非独立储能企业的实际运营亏损，而是湖南电网基于调度需求，在非现货期间执行的价格机制调整。”

具体而言，独立储能在电网调用中可能因 “充电时电价高、放电时电价低” 产生账面负收益，但根据湖南省政策，这部分差额将由未配储的新能源企业按上网电量分摊，电网公司在结算电费时直接扣除，最终独立储能企业并不会承担这部分损失。

这一机制的本质，是通过价格信号倒逼新能源企业履行配储责任，同时保障独立储能的合理收益。但案例也暴露了独立储能的盈利依赖政策设计的现状。

当前，独立储能收益并非完全由市场供需决定，而是与地方配储政策、成本分摊机制深度绑定，一旦政策调整，企业收益可能面临不确定性。

隐忧暗藏：盈利、市场与布局多重挑战

此前，业内普遍呼吁，应从三方面助力独立储能电站发展。其一，确立储能的独立主体地位，优化电网接入规则，打破抽蓄调度优先权的垄断；其二，构建容量电价机制，借鉴煤电与抽蓄的经验，为独立储能项目提供固定成本补偿保障；其三，完善电力现货与辅助服务市场，拉大峰谷电价差，目标在 0.7 元 /kWh 以上，推动调频、备用、快速响应等服务的市场化定价。

以一座 100MW/200MWh 的储能电站为例，其全生命周期运行需实现 0.42 元 / Wh 的收益，方可收回投资成本。要达成这一收益目标，储能电站需从多个渠道挖掘盈利空间，包括容量市场收益、现货市场价差收益以及辅助服务收益。

中国南方电网公司专家委专职委员、特级战略专家郑耀东此前分析认为，若容量市场能提供每瓦时约 0.17 元的收益，现货市场价差收益增加约 0.05 元，辅助服务收益再增加约 0.05 元，三者相加即可实现 0.42 元的收益目标。

但当前，独立储能一边是备案火热，一边仍难逃多方面挑战：

一是盈利模式单一，周期波动风险加剧。

当前，独立储能的盈利主要依靠 “电力辅助服务+ 容量租赁” 的 “双轮驱动” 模式，但该模式抗风险能力较弱，易受市场供需与政策调整的影响。

地方政策对独立储能收益的影响显著。2025 年 8 月，内蒙古自治区能源局再次发布《内蒙古自治区增量配电业务管理细则（征求意见稿）》和《关于促进增量配电网高质量发展的若干措施（征求意见稿）》。

与第一次征求意见稿相比，新版《若干措施》中，将独立储能和用户侧储能要求更新，独立储能方面删除了“可享受自治区独立储能电站政策”。

这一调整意味着独立储能在增量配电网中的收益支持可能减弱。类似地，部分省份虽鼓励独立储能发展，却未明确容量租赁价格、辅助服务收益的长效机制，致使企业投资仍存顾虑。

不过，内蒙古自治区能源局8月19日消息称，内蒙古对全区纳入规划的独立新型储能电站累计发放的放电量补偿金突破2亿元大关，在构建新型电力系统、探索储能可持续商业模式方面走在全国前列。

二是电力市场机制不完善，区域发展失衡。

独立储能的市场化收益，高度依赖电力市场的成熟程度。目前，我国电力市场改革虽在加速推进，但区域间发展不均衡问题突出，制约了独立储能的价值释放。

电力现货市场是反映实时供需、实现储能 “低充高放” 套利的核心场景。然而目前，仅有广东、浙江、山东等少数省份实现了现货市场连续运行，独立储能可通过参与现货交易获取电能量收益；而在多数非现货市场区域，储能项目仍难以通过中长期交易锁定收益，只能依赖固定电价的辅助服务，收益空间受限。

调频服务是储能的优势领域，但目前仅甘肃、广东等省份允许独立储能实质性参与调频市场并获取收益；多数地区的调频市场仍以火电机组为主，独立储能入场门槛高，甚至被排除在外。辅助服务市场的有限开放，导致独立储能的 “灵活性价值” 难以充分发挥。

三是容量价值未凸显，收益二选一正在成为新常态。

独立储能的 “容量价值”—— 即其在电力系统高峰时段提供可靠出力、保障电网稳定的能力，在实际运行中愈发重要，但当前缺乏合理的回收机制。

2025 年入夏以来，全国多地遭遇极端高温天气，最大电力负荷屡创新高，16 个省级电网的历史纪录被 36 次刷新。在此背景下，国家电力调度控制中心组织的新型储能度夏集中调用试验显示，国家电网经营区内新型储能可调最大电力达 64.23 吉瓦，实时最大放电电力达 44.53 吉瓦，相当于近 3 座三峡水电站的装机容量；在夏季晚高峰时段，新型储能平均顶峰时长约 2.4 小时，有效缓解了用电紧张局面。

这一数据充分证明了独立储能的容量价值，但《电力市场运行基本规则》中虽明确容量交易包含储能出力能力，全国性的容量补偿机制或容量市场交易机制仍未完善。

以湖南为例，该省新型储能装机在两年内增至 273.3 万千瓦 / 545.8 万千瓦时，装机规模位居国内前列。装机速度快意味着可供调用的容量供给远大于需求，容量租赁市场竞争激烈，租金单价从 2023 年的约 120 多元 /kWh・年跌至 2024 年的 60、70 元甚至更低，导致本可作为保底的租金收入大幅缩水。

此外，目前市场规则尚在完善阶段，多数地区对同一储能资源能否同时获取能量交易和辅助服务收益存在限制，或尚未建立联合优化机制。这可能导致储能在某一时刻不得不 “二选一”，降低了综合收益。

四是独立储能项目分布不均，可能出现供需错配。

独立储能的投资开发主体，除传统能源国企外，越来越多民营产业资本也在积极参与，但当前 “占坑” 心理普遍存在，在此情况下，必须警惕可能出现的风险。

例如广东部分地区申报的项目总规模偏大；存在多个项目扎堆选址在同一 500 千伏或 220 千伏供电片区的情况，拟建设规模远超系统允许的可接入容量；项目选址定容未考虑近区变电站剩余的可接入间隔情况。

五是独立储能对储能技术要求更甚，要让技术从配储时代向独储时代跳级。

在提供功率型辅助服务时，独立储能电站需经受大倍率充放电考验，对电芯一致性要求极高，微小性能差异长期运行中可能被放大，影响电站输出稳定性甚至引发安全隐患。

未来，独立储能电站需在关键技术领域实现突破：电气集成技术要优化电路拓扑，减少电能损耗并适应电流冲击；海量电芯一致性控制技术通过精准调控保持充放电同步，避免电芯过度充放；BMS 边缘控制技术需快速响应，实时监测并动态调整电芯状态；电芯安全预警技术持续监测指标，提前预警风险。如此才能提升稳定运行能力，满足电力系统需求。

以 100MWh 储能电站为例，其包含 10 万节 314Ah 电芯，确保这些电芯充放电协同一致，是保障电站安全稳定高效运行的核心难题。部分电芯异常可能导致功率波动、影响服务质量，甚至引发安全事故，这一难题关乎行业可持续发展，亟待攻关。

南都电源近期签署的 2.8GWh 独立储能订单，全部采用自主研发的 314Ah 半固态储能电池，其循环寿命达 10000 次以上。这也标志着高端技术在独立储能领域的商业化应用取得突破。

以上五大方面因素，已经成为独立储能潜藏的“肿瘤”，如同华美袍子上的虱子。

警惕隐忧恶化，独立储能质量突围

独立储能的快速扩张是能源转型的必然选择，但在这一过程中，极易陷入 “占坑” 的误区，甚至陷入各省市比拼的“工具”，从而忽视产业发展的必然性。

当前，独立储能备案项目数量庞大，一方面确实是行业火热发展的缩影，体现出市场对独立储能的高度关注与积极参与；但另一方面，其中不乏 “占坑” 行为，部分企业仅为抢占资源或获取政策红利便仓促布局，全然不顾项目质量与长远发展。

从行业机制而言，要实现独立储能的可持续发展，仍需政府层面从短期机制完善、中长期体系建设，以及企业策略调整三方面协同发力，推动行业实现质量突围。

从当前发展现状来看，明确多元收益路径是核心举措。比如，在全国范围内，应推动独立储能全面参与电能量交易、辅助服务交易与容量交易，形成 “三位一体” 的收益结构。具体来说，在现货市场区域，允许储能通过 “低谷充电、高峰放电” 的模式获取价差收益，充分发挥其在电力供需调节中的灵活性；在非现货区域，则需建立中长期合约与辅助服务补偿相结合的机制，为储能项目提供稳定的收益保障，减少市场波动带来的风险。

同时，可参考湖南的经验，进一步明确未配储新能源企业对独立储能的成本分摊责任。通过市场化方式，将新能源企业的配储义务转化为对独立储能的收益支撑，既保障了独立储能的合理收益，又避免了因价格机制调整而引发的市场误读，维护市场的稳定运行。

在布局规划上，应结合新能源基地与负荷中心的分布情况，制定全国性的独立储能布局规划。例如，在西北新能源基地，需合理控制独立储能规模与新能源装机的比例，避免出现供过于求的局面，确保资源高效利用；在华东、华南等负荷中心，则可通过土地政策倾斜、电价补贴等方式，鼓励分布式独立储能建设，以更贴近负荷的方式缓解区域内的供需错配问题，提升电力系统的稳定性。

值得注意的是，行业在发展过程中仍需警惕 “占坑” 行为对整体质量的拖累。只有摒弃短期逐利思维，注重项目的质量与技术含量，才能推动独立储能行业健康发展。

能源革命是一场长跑，独立储能作为其中的关键赛道，其发展不应盲目追求 “跑得最快”，而应致力于 “跑得最稳”。只有以质量为核心，以技术为支撑，以合理机制为保障，才能让独立储能在能源转型的浪潮中发挥更大作用，实现可持续发展。