每度电赚1毛9和亏1毛9，广东和湖南储能电站收益差距为何这么大？

储能电站的收益差距正在拉大。

8月底，广东省电力交易中心发布的《2025年广东电力市场半年报告》显示，今年上半年，参与电能量市场的独立储能与抽水蓄能合计结算电费6105.0万元，月均收益1017.5万元，处于盈利状态。

同月，国网湖南省电力有限公司发布的《2025年7月湖南省新能源项目配置储能情况公示》显示，今年7月，共31个储能电站涉及充放电操作，产生充放电收益共计约-3191.66万元；而在6月，这一数值为约-2127.28万元，亏损有所扩大。

虽然，广东与湖南在地理位置上相互接壤，储能的收益为何相差如此之大？储能电站已经实现盈利的广东，是否可以高枕无忧？

（1）何以产生亏损和盈利反差

影响储能电站是否盈利的一个主要因素是充放电的价差。

国网湖南电力公示的文件显示，2025年7月，湖南独立储能电站整体平均充电价格平均约0.64元/kWh，放电价格平均为0.45元/kWh，充放电价差为-0.19元/kWh，价格倒挂。而在6月份，充放平均价格分别为0.66元/kWh和0.45元/kWh，充放电价差为-0.21元/kWh，价格同样处于倒挂状态。

虽然，与6月相比，7月充放电价差有所缩小，但在7月，湖南31座独立储能电站的充放电量远远高于6月的充放电电量，所以导致亏损扩大。

《2025年广东电力市场半年报告》显示，今年1—6月，参与电能量市场的独立储能与抽水蓄能充电均价0.25元/kWh；放电结算电量4.8亿千瓦时，均价0.44元/kWh，充放电平均价差约为0.19元/kWh。

广东独立储能电站分布图

对于湖南独立储能电站充放电价格倒挂的原因，湖南能源监管办在对省内部分储能电站调研后表示，新型储能装机过快导致储能电站供给过剩，容量租赁市场竞争激烈，新型储能电站收入普遍不及预期。

而广东作为全国新型储能大省，储能市场目前还处于爆发式增长状态。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年上半年，广东新增1395个储能备案项目，数量居全国第二，总规模达44.28GW/92.62GWh。其中独立储能备案项目显著增多，达199个，总规模42.89GW/89.09GWh，同比暴增260.55%。

需要注意的是，在2025年6月，湖南省能监办发布的《关于公开征求湖南电力市场系列规则意见的通知》明确提出，独立储能可采用报量不报价的方式参与电力现货市场中，但截止目前，该省的储能电站还没有正式参与其中。而广东的独立储能电站却早已经享受到了电力市场带来的红利。

2025年上半年，广东共有9家独立储能和1家抽水蓄能参与电力现货市场，合计结算电费5213.0万元，月均收益868.83万元。其中，充电均价为0.2763元/kWh，放电均价0.3976元/kWh，充放电价差为0.12/kWh。

（2）广东独立储能可以高枕无忧吗？

从参与电力市场交易方面来看，广东独立储能电站每度电能赚0.12元，虽然能够盈利，但也并不乐观。

《2025年广东电力市场半年报告》显示，今年1—6月，广东独立储能参与现货日前市场充放电平均价差为0.195元/kWh；参与现货实时市场充放电平均价差为0.177元/kWh，均明显高于结算后的实际充放电价差为0.123元/kWh。

结算后收益缩水的原因在于实际结算中的各种考核补偿分摊。《2025年广东电力市场半年报告》显示，今年1—6月，广东参与电力现货市场的9家独立储能与1家抽水蓄能合计充放电能量电费5477.4万元，其中分摊考核补偿电费-264.4万元，最终结算电费5213.0万元。

分摊考核补偿电费有章可循。早在2024年10月，国家能源局发布的《国家能源局综合司关于公开征求意见的通知》就提到，独立储能、自备电厂、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按综合上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊。

但是，分摊费用的比例各省有所不同，也并非一直不变。政策的变动均会对独立储能电站的收益造成影响。如在2024年，广东共有6家独立储能与1家抽水蓄能参与电力现货市场，全年分摊及返还电费32.3万元。

（3）是个别问题还是普遍问题？

由于各地电力市场化进程以及储能电站供需关系的不同，当前国内的储能市场，各省之间的发展并不平衡，这也是造成广东和湖南储能电站收益分化的原因之一。但是，透过这些差异，也能看出各省储能电站发展面临的共性问题。

首先，国内储能电站的盈利模式还比较单一，除了利用充放电电价差的峰谷套利模式外，调频、备用、爬坡等重要的辅助服务市场普遍缺失或难以盈利。

如爬坡服务，早在2021年底国家能源局就出台了政策，将其列入电力辅助服务之列，但直到2024年3月，山东才首次正式在电网启动运行，至今，国内大部分省份还均未将其列入辅助服务市场。

另外在辅助服务市场方面，盈利难度也增加。以当前最重要的调频市场为例，2025年7月17日，国家能源局发布的《2024年度中国电力市场发展报告》称，随着独立储能2024年2月进入市场，南方区域调频辅助服务市场竞争加剧，市场整体呈现出“量增价减”的趋势。2024年南方区域调频辅助服务市场平均出清价格同比下降11.9％。

南方电网和三峡集团合作在广东投建的峡安独立储能站

其次，在电力市场已经正式运行的区域，储能参与电力交易的现状也不容乐观。主要在于2024年以来，各地区的电力现货市场均价普遍下降。到了2025年上半年，电力现货市场均价依旧呈下行趋势。

对于其中的原因主要有两方面：一方面是近期以来，动力煤价格一路走低，导致煤电成本相应走低；另一方面，新能源装机量猛增，同时发电量占比也不断提高，导致新能源电力供应较为充足，发（放）电侧竞争激烈。

（4）如何破局收益难题

针对储能和电力市场的规划，《2025年广东电力市场半年报告》在下半年工作重点中明确，落实绿电直连项目参与电力交易有关要求，做好与当前市场机制的衔接；加快虚拟电厂参与交易步伐，推进首批虚拟电厂运营商注册并开展相关批发、零售交易。

绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式，可分为并网型、离网型两类，其中并网型项目需接入公共电网，可作为整体参与电力交易。虚拟电厂通过数字化平台聚合分散的可调节资源，实现统一调度和参与电力市场。

无论是绿电直连还是虚拟电厂，都离不开储能的参与，这也为储能电站提供了新的市场机会和收益渠道。

此前有媒体报报道，作为全国首家以现货模式参与电力市场交易的虚拟电厂——山西风行测控股份有限公司，自2023年9月入市至2025年1月，已聚合资源149.82万千瓦，获得红利135.58万元。自2023年9月1日山西正式启动虚拟电厂入市交易至2025年1月的16个月间，山西虚拟电厂共结算电量3.84亿千瓦时，获得红利259.36万元。

而从全国范围看，许多省份也出台了支持绿电直连、虚拟电厂发展的新政策，而这些新场景的不断扩大，也为储能电站盈利提供了空间。