华夏能源网＆华夏储能（公众号hxcn3060）获悉，近日，国网湖南电力公示了今年6月湖南省新能源项目配置储能情况、独立储能需清算的充放电价差资金情况。

湖南6月独立储能电站充放电结算单显示，共31个储能电站涉及充放电操作，产生充放电收益共计-2127.278254万元。

湖南是储能装机大省，近年来一直在推进新型储能规模化发展，早在2022年就以50万千瓦新增装机、63万千瓦累计装机排名全国第四。截至2023年6月底，湖南新型储能累计装机规模为264万千瓦/527万千瓦时，位居全国第二。

然而，这样一个装机规模名列前茅的储能大省，储能电站却在大面积亏损，这背后发生了什么？这又给储能行业带来了哪些警示？

收入普遍不及预期

“冰冻三尺非一日之寒”。实际上，湖南储能电站出现大规模亏损早已有预兆，当地相关部门此前已经进行了预警。

2024年10月29日至10月30日，湖南能源监管办前往省内部分储能电站进行现场调研。调研组现场听取了储能电站关于新型储能运行调用、参与电力市场、安全生产等情况的介绍，并就建设运营成本、储能运行安全管理及储能电站收益等情况与企业进行了深入交流讨论。调研结果显示，湖南新型储能电站收入普遍不及预期。

很快，湖南能源监管办的这一结论得到了企业的验证。今年1月16日，雪天盐业（SH：600929）发布公告称，出于对预期收入的不乐观，决定终止湖南衡阳百兆瓦级新型储能项目。

华夏能源网注意到，该项目为3年前雪天盐业与中国电力国际发展有限公司共同打造，也是湖南省首 个压缩空气储能创新示范项目。

彼时，雪天盐业称该项目颇具战略意义，可探索我国新型储能和盐穴资源再利用耦合的创新路径和商业模式，推动衡阳打造国家新型储能创新示范高地，助力湖南省千万千瓦能源基地规划实施和“宁电入湘”特高压平稳运行。

然而，令雪天盐业没想到的是，宏大的计划最终落得“一地鸡毛”，雪天盐业不得不终止了该项目。

值得一提的是，到项目终止时，雪天盐业已经完成了盐穴井组测井、测腔、水密封、气密封等一系列复杂苛刻的专业性试验；且取得了项目备案、环评批复、可研报告评审意见等审批文件。巨大投入之下项目突然嘎然而止，着实有些可惜。

另一家在湖南投建储能电站的企业华自科技（SZ：300490），也是典型例证。根据此前发布的财报，华自科技2024年归母净利润亏损了3.9亿元，同比亏损扩大118.61%。

华自科技表示，公司于2021年起率先响应，在湖南省内投建储能电站，后因储能电芯价格持续大幅下跌、建设成本远高于目前等种种原因，导致公司投建的储能电站亏损。

亏损原因何在？

那么，湖南的储能电站为什么赚不到钱呢？

一是因为价格倒挂。

国网湖南电力公示的文件显示，2025年6月，湖南独立储能电站整体平均充放电效率约87.7%左右，充电价格平均约0.66元/kWh，而放电价格平均为0.45元/kWh，远低于充电价格。

二是供给过剩导致竞争激烈。

如雪天盐业称，目前湖南新型储能供给过剩、容量租赁低价竞争、缺乏政策有效疏导，新型储能电站项目收入普遍不及预期。

华自科技也在公告中称，（湖南）省内新型储能电站供给过剩，容量租赁低价竞争，且缺乏政策方面的有效疏导，导致公司投建的储能电站亏损。

湖南能源监管办也在对省内部分储能电站调研后称，目前容量租赁市场竞争激烈，导致湖南新型储能电站收入普遍不及预期。

新型储能装机过快是导致储能电站供给过剩的根源之一。截至2024年9月底，湖南电网纳入调度管辖范围的新型储能规模达273.3万千瓦/545.8万千瓦时。

供给过剩，引发了容量租赁市场的低价竞争。数据显示，2024年，湖南容量租赁中标价格在20-132元/kWh·年区间内，加权均价60元/kWh·年。而在2023年上半年，加权均价还能达到126元/kWh·年。不到一年时间，掉了一半下去。

此外，华夏能源网注意到，与其他地区不同，湖南储能电站的收益多来自调峰业务，而调频业务缺失，这也是储能电站难以盈利的原因之一。

数据显示，2023年上半年，湖南新型储能有效深度调峰电量1.32亿千瓦时，获得辅助服务收益1873万元；2024年1-10月，湖南新型储能在调峰辅助服务市场中获得收益1.3亿元。

相较于调峰业务的快速发展，调频业务却一直原地踏步。直到今年7月，湖南独立新型储能电站才首次作为服务提供方参与了调频辅助服务市场。未来，调频市场是否能成为湖南储能电站的重要收益来源，目前还有待观察。

敲响行业警钟

湖南储能电站大面积亏损，为全国的储能产业敲响了警钟。

一方面，当前，全国仍在快马加鞭建设储能电站，如不加控制，储能电站出现整体过剩只是时间问题。

例如，储能装机大省江苏，此前规划到2025年全省新型储能装机规模要达到2.7GW，2027年达到5GW。然而，到了2024年7月，随着415万千瓦“715保供”电网侧独立储能项目投运，江苏新型储能累计装机量已达到5.4GW，提前3年完成了2027年装机目标。

装机过快带来的直接问题是，接入容量严重不足。例如，今年2月广东发布的《关于开展2025年度新型储能电站项目建设计划（第 一批）申报工作的通知》就提到，2024年，广东全省各地市上报新型储能电站年度建设计划滚动调整后的项目合计117项，总规模17.3GW/34.8GWh，而117个项目所在供电区可接入容量仅为7789MW。

没有办法，广东只得做出限制。日前广东省发布的《关于报送2025年度第二批新型储能电站项目建设计划的通知》明确提出，同一220kV供电片区规划建设原则上不超过1座独立储能电站；对于同一供电区域存在扎堆申报多个项目的情况……优先保留建设成熟度高的项目纳入建设计划，将不继续实施或不具备接入条件的项目调出建设计划。

很显然，广东是希望通过设置准入门槛，为储能电站投建过热来降温。广东的做法，很可能会引发更多省份来“抄作业”。

另一方面，作为储能电站收益的主要来源，容量租赁价格持续走低，也需要全行业警醒。

数据显示，2023年，五大发电集团、三峡等电力央国企及其下属单位发布的储能容量租赁服务招标项目，平均中标价约在107元/kWh·年。而到了2024年，全国容量中标加权均价降到了67.8元/kWh·年，降低了近四成。

再比如2022年开启了国内第 一个储能容量租赁项目招标的宁夏，当年中标价折合成年度租金单价320元/kW·年。到了2023年，宁夏的容量租赁费用下降到230-280元/kW·年。而2024年底，宁夏某些项目的中标价格已经降至30元/kWh以下。

除了宁夏，安徽、广西、山东等地的储能容量租赁中标价格也呈现逐年下滑趋势，这已经成为了市场普遍现象。容量租赁价格的大幅走低，直接降低了储能电站的投资回报预期，投资亏损风险在加大。

这意味着，一窝蜂的投资储能电站行不通了，由此导致的过剩洗牌和产业链传导，正在让整个行业承压。储能的风险警报已经拉响，相关部门做出干预、调整正当其时。

关键词： 能源 储能 供电