国网湖南电力日前发布的今年6月湖南省新能源项目配置储能情况显示，该省6月31个独立储能电站的充放电收益为-2127.278254万元，整体平均充放电效率约87.7%，充电价格平均0.66元/千瓦时，而放电价格约为0.45元/千瓦时。

价格严重倒挂，引发行业对独立储能盈利能力的担忧。事实真的如此吗？在构建全国统一电力市场进程中，独立储能将面临哪些机遇与挑战？

■■ 账面价差，非实际运营亏损

“所谓的2127多万元亏损额，实际上是湖南省因电网实际调用需要导致独立储能充放电价格倒挂，而这部分亏损将由电网在结算次月退还，资金由未配储的新能源企业分摊，因此并非独立储能项目自身运营亏损。”中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理张佳宁表示，认定为亏损的解读，有一定误导性。

2024年4月，湖南省发改委发布《关于落实我省电化学独立储能电站充放电价格政策有关工作的通知》，明确因实际运行导致某独立储能电站月度充放电价差资金量为负的（即在电网侧结算时产生盈余资金），结算次月由电网企业将盈余资金退回该独立储能电站。因此，此次国网湖南电力公示湖南省6月新能源项目配置储能情况，正是对该政策的执行与落地。

“这是湖南省在现货电力市场尚未启动前的一种过渡性机制，旨在满足电网调峰需要，独立储能充放电价格倒挂时不至于亏损。” 张佳宁称。

今年6月，湖南省应配置储能的新能源项目清单共322个项目，装机容量约19GW，应配储能约2.18GW。其中，291个项目实现储能满配，实际配储规模达2.08GW。剩余31个项目则未达配储要求，其中包含3个已配储（0.98万千瓦）但未达到应配规模（1.46万千瓦）的新能源项目。

据了解，该政策正处于两年试运行期。“如果未落实配储新能源项目在落实配储后，价差分摊将如何落实还有待进一步观察。”张佳宁指出。

业内人士透露，独立储能电站因充放电价差导致月度结算为负的情况，并非湖南独有，其具体补偿机制和解决思路因省份而异。比如，内蒙古构建“放电量补偿+现货价差”双维收益模式，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已突破2亿元；河南储能“报量不报价”参与现货市场。结算试运行期间，当独立储能(每万千瓦)现货市场电能量总结算费用小于结算天数与0.765万元的乘积时，对不足部分予以补偿。“补偿机制避免储能因短期亏损退出市场，以维持电网灵活性资源供给。”

■■ 整体收益仍然单一，区域分化特征显著

尽管湖南储能电站并未造成实际亏损，但也暴露出独立储能项目对政策的依赖。

独立储能是指独立于电源侧和用户侧，以独立市场主体身份接入电网的储能项目，一般由第三方投资建设，多个新能源电站或用户自建共用，大大降低初始投资成本的同时，灵活参与电力市场，备受市场追捧。今年1—5月，国内独立/共享储能共有90个并网项目，装机规模11.05吉瓦/24.69吉瓦时，数量同比增长95%，容量规模同比增长107%。

不过，因各地电改节奏不一、区域发展不均问题凸显，制约了独立储能价值释放。

电力现货市场通过价格波动为储能创造了“低买高卖”的套利空间，并推动储能参与电能量交易、辅助服务及容量租赁等多元化收益模式。目前，在已实现现货市场连续运行的区域，独立储能普遍已进入现货市场。比如，内蒙古依托“容量补偿+现货套利”双轮驱动，今年第一批独立储能项目（4.75GW/19.7GWh）享受0.35元/kWh补贴，通过“报量报价”参与蒙西现货市场；山东积极推动储能参与调频辅助服务市场，适时增设备用、调相、黑启动等辅助服务品种，支持储能参与实时电能量市场，加快建立“一体多用、分时复用”交易模式，充分发挥储能快速响应调节优势，提升储能市场化收益水平；山西率先出台电力现货市场辅助服务相关规则，鼓励独立储能参与电力现货交易和一二次调频服务，提升储能项目盈利能力。

然而，在非现货市场区域，仍有相当部分储能项目难以通过参与中长期市场获取电能量收益。辅助服务市场对独立储能的开放程度亦普遍有限，目前仅有甘肃、广东等少数地区实现独立储能对调频市场的实质性参与。独立储能项目收益多依赖容量租赁，但其价格波动大、期限短，难以支撑长期收益，市场化收益来源仍显单一。

■■ 构建全国统一市场，打破区域壁垒

业内人士认为，各地对储能价值认定存在系统性偏差，部分地区较早确立储能独立市场主体地位，而部分地区仍将其视为新能源的“附属成本”，其系统灵活性、惯量支撑、黑启动等多重价值无法通过市场化机制得到充分体现。这种区域分化现象正是储能市场化进程中的真实写照，独立储能“政策性收益”和“市场性收益”的结构将继续存在较长一段时间，并且前者往往扮演着提供稳定性和确定性的关键角色。

随着全国统一电力市场建设推进，储能临时性价差补偿将逐步被市场化收益结构取代，这是一项循序渐进过程。业内人士认为，政策要侧重于建立公平的市场规则和长效机制，进一步优化市场交易规则，不断提升新型储能参与市场力度，完善价格政策机制，合理扩大现货时长限价范围，提升调峰辅助服务市场补偿标准，完善“按效果付费”辅助服务补偿机制，在峰谷电价基础上建立尖峰电价机制，持续拉大峰谷价差，出台电网侧替代性储能纳入输配电价核价范围实施细则，明确认定标准、认定程序并监督监管实施成效。

区域协调政策同样关键。上述业内人士指出，要鼓励独立储能参与跨省区的电力市场交易。允许新能源发电项目跨地市配置储能，例如，广东允许新能源发电项目跨地市配置储能；河北独立储能可在同一省级电网区域向新能源项目出租容量，不受市域限制。这种“打破区域壁垒”的思路能有效解决资源禀赋与需求错配问题，提升整体资源配置效率。同时，建议设立区域储能协调中心，统筹优化独立储能资源配置，避免重复建设和资源闲置。

（责编：李茜）