在全球能源轉型的浪潮中，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，已然成為儲能領域的 “寵兒”。

儲能企業對這一賽道的布局熱情持續高漲，推動行業呈現爆發式增長態勢。

然而，在快速擴張的背后，盈利模式單一、市場機制不完善、技術標準缺失等隱憂逐漸顯現，為行業可持續發展埋下隱患。

獨立儲能的崛起，源于其對新型電力系統的適配性。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，通過調峰、調頻、容量租賃等多元方式靈活發揮作用，成為平衡電網供需、保障電力安全的重要力量。

行業數據顯示，2025 年上半年，全國新增獨立儲能項目備案規模已突破 200GWh，創下歷史同期新高。僅內蒙古一地，2025 年至今已下發三批獨立儲能項目清單，規模超 20GWh。同期，中國儲能市場并網項目共計 1040 個，總規模達 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。

這一擴張態勢的背后，是政策引導與市場需求的雙重驅動。一方面，國家層面持續推進電力市場改革，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，電網調峰、調頻需求激增，為獨立儲能提供了廣闊的應用場景。

企業普遍認為，獨立儲能是能源轉型中的 “確定性機會”，紛紛加大投資力度，布局節奏明顯加快，“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展隱憂，一味沉溺于 “盲干” 而不根據行業節奏有序推進，或將放任隱憂演變為毒瘤。

湖南31座電站“虧損”爭議背后

2025 年 7 月，湖南電網發布的 6 月新能源配儲及獨立儲能結算數據，引發了行業對獨立儲能盈利性的廣泛討論。

這一案例雖未反映行業普遍虧損，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狀。

根據湖南電網公示，2025 年 6 月，湖南省應配置儲能的新能源項目共 322 個，總裝機容量 1890.46 萬千瓦，按政策要求應配套儲能 217.52 萬千瓦。其中，291 個新能源項目實現儲能 “滿配”，總裝機 1690.78 萬千瓦，應配儲能 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，距應配規模 1.46 萬千瓦仍有差距）。

從數據看，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峰服務，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。

更受關注的是同期發布的《6 月獨立儲能電站充放電結算單》。數據顯示，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 “高價充電、低價放電” 的價格倒掛現象。這一數據被部分解讀為 “獨立儲能項目虧損”，引發市場擔憂。

對此，中關村儲能產業技術聯盟高級政策研究經理張佳寧解釋，這一解讀存在誤導性。“所謂的‘虧損’，并非獨立儲能企業的實際運營虧損，而是湖南電網基于調度需求，在非現貨期間執行的價格機制調整。”

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

這一機制的本質，是通過價格信號倒逼新能源企業履行配儲責任，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計的現狀。

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，一旦政策調整，企業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

此前，業內普遍呼吁，應從三方面助力獨立儲能電站發展。其一，確立儲能的獨立主體地位，優化電網接入規則，打破抽蓄調度優先權的壟斷；其二，構建容量電價機制，借鑒煤電與抽蓄的經驗，為獨立儲能項目提供固定成本補償保障；其三，完善電力現貨與輔助服務市場，拉大峰谷電價差，目標在 0.7 元 /kWh 以上，推動調頻、備用、快速響應等服務的市場化定價。

以一座 100MW/200MWh 的儲能電站為例，其全生命周期運行需實現 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、現貨市場價差收益以及輔助服務收益。

中國南方電網公司專家委專職委員、特級戰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，現貨市場價差收益增加約 0.05 元，輔助服務收益再增加約 0.05 元，三者相加即可實現 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：

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+ 容量租賃” 的 “雙輪驅動” 模式，但該模式抗風險能力較弱，易受市場供需與政策調整的影響。

地方政策對獨立儲能收益的影響顯著。2025 年 8 月，內蒙古自治區能源局再次發布《內蒙古自治區增量配電業務管理細則（征求意見稿）》和《關于促進增量配電網高質量發展的若干措施（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儲能要求更新，獨立儲能方面刪除了“可享受自治區獨立儲能電站政策”。

這一調整意味著獨立儲能在增量配電網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展，卻未明確容量租賃價格、輔助服務收益的長效機制，致使企業投資仍存顧慮。

不過，內蒙古自治區能源局8月19日消息稱，內蒙古對全區納入規劃的獨立新型儲能電站累計發放的放電量補償金突破2億元大關，在構建新型電力系統、探索儲能可持續商業模式方面走在全國前列。

二是電力市場機制不完善，區域發展失衡。

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，但區域間發展不均衡問題突出，制約了獨立儲能的價值釋放。

電力現貨市場是反映實時供需、實現儲能 “低充高放” 套利的核心場景。然而目前，僅有廣東、浙江、山東等少數省份實現了現貨市場連續運行，獨立儲能可通過參與現貨交易獲取電能量收益；而在多數非現貨市場區域，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，收益空間受限。

調頻服務是儲能的優勢領域，但目前僅甘肅、廣東等省份允許獨立儲能實質性參與調頻市場并獲取收益；多數地區的調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。輔助服務市場的有限開放，導致獨立儲能的 “靈活性價值” 難以充分發揮。

三是容量價值未凸顯，收益二選一正在成為新常態。

獨立儲能的 “容量價值”—— 即其在電力系統高峰時段提供可靠出力、保障電網穩定的能力，在實際運行中愈發重要，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，最大電力負荷屢創新高，16 個省級電網的歷史紀錄被 36 次刷新。在此背景下，國家電力調度控制中心組織的新型儲能度夏集中調用試驗顯示，國家電網經營區內新型儲能可調最大電力達 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。

這一數據充分證明了獨立儲能的容量價值，但《電力市場運行基本規則》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增至 273.3 萬千瓦 / 545.8 萬千瓦時，裝機規模位居國內前列。裝機速度快意味著可供調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，目前市場規則尚在完善階段，多數地區對同一儲能資源能否同時獲取能量交易和輔助服務收益存在限制，或尚未建立聯合優化機制。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，可能出現供需錯配。

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

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

五是獨立儲能對儲能技術要求更甚，要讓技術從配儲時代向獨儲時代跳級。

在提供功率型輔助服務時，獨立儲能電站需經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，影響電站輸出穩定性甚至引發安全隱患。

未來，獨立儲能電站需在關鍵技術領域實現突破：電氣集成技術要優化電路拓撲，減少電能損耗并適應電流沖擊；海量電芯一致性控制技術通過精準調控保持充放電同步，避免電芯過度充放；BMS 邊緣控制技術需快速響應，實時監測并動態調整電芯狀態；電芯安全預警技術持續監測指標，提前預警風險。如此才能提升穩定運行能力，滿足電力系統需求。

以 100MWh 儲能電站為例，其包含 10 萬節 314Ah 電芯，確保這些電芯充放電協同一致，是保障電站安全穩定高效運行的核心難題。部分電芯異常可能導致功率波動、影響服務質量，甚至引發安全事故，這一難題關乎行業可持續發展，亟待攻關。

南都電源近期簽署的 2.8GWh 獨立儲能訂單，全部采用自主研發的 314Ah 半固態儲能電池，其循環壽命達 10000 次以上。這也標志著高端技術在獨立儲能領域的商業化應用取得突破。

以上五大方面因素，已經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，獨立儲能質量突圍

獨立儲能的快速擴張是能源轉型的必然選擇，但在這一過程中，極易陷入 “占坑” 的誤區，甚至陷入各省市比拼的“工具”，從而忽視產業發展的必然性。

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

從行業機制而言，要實現獨立儲能的可持續發展，仍需政府層面從短期機制完善、中長期體系建設，以及企業策略調整三方面協同發力，推動行業實現質量突圍。

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

同時，可參考湖南的經驗，進一步明確未配儲新能源企業對獨立儲能的成本分攤責任。通過市場化方式，將新能源企業的配儲義務轉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整而引發的市場誤讀，維護市場的穩定運行。

在布局規劃上，應結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劃。例如，在西北新能源基地，需合理控制獨立儲能規模與新能源裝機的比例，避免出現供過于求的局面，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，以更貼近負荷的方式緩解區域內的供需錯配問題，提升電力系統的穩定性。

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

能源革命是一場長跑，獨立儲能作為其中的關鍵賽道，其發展不應盲目追求 “跑得最快”，而應致力于 “跑得最穩”。只有以質量為核心，以技術為支撐，以合理機制為保障，才能讓獨立儲能在能源轉型的浪潮中發揮更大作用，實現可持續發展。