按照公布的充、放電的電量及電費計算，7月儲能電站充電平均電價為0.64元/kWh，放電平均電價僅為0.45元/kWh，充放電價差為-0.19元/kWh，“高價充電、低價放電”的價格倒掛現象仍在持續。
盡管公示顯示，7月充放電產生的負收益將通過退還電網側盈余資金的方式，返回給儲能電站，用以補平儲能電站充放電操作帶來的電費損失。但這也從另一方面顯示，如果沒有完善的市場機制，僅靠調度指令和事后補貼，儲能電站很難長期盈利，甚至會影響投資者建電站的積極性；而電價機制的不匹配帶來的電價倒掛現象，也將嚴重影響儲能電站投運后的經濟效益。
目前，湖南儲能市場正面臨多重現實挑戰。
首先是供給過剩所帶來的激烈競爭。近年來，湖南儲能裝機量增長過快，已明顯超出本地實際需求，導致容量租賃市場出現低價競爭情況。2024年9月底，湖南能源監管辦就曾指出“湖南容量租賃市場競爭激烈，新型儲能電站收入普遍不及預期”。
而多家企業層面的動態也反映出同樣的問題：
2025年1月，雪天鹽業停止了衡陽百兆瓦級鹽穴壓縮空氣儲能創新示范項目，明確表示停止原因為“湖南新型儲能供給過剩、容量租賃低價競爭、缺乏政策有效疏導，項目收入不及預期”。
華自科技2024年歸母凈利潤虧損3.9億元，同比擴大118.61%，其在公告中也將部分虧損原因指向“湖南省內新型儲能電站供給增多、容量租賃競爭激烈”。
另一方面，政策與市場機制尚不完善，限制了儲能電站盈利的多樣性。目前湖南儲能收益仍高度依賴調峰輔助服務，缺乏如調頻等多元收益機制，整體盈利模式較為單一。
不過，湖南也在積極做出調整。今年6月，湖南獨立新型儲能電站首次參與二次調頻輔助服務市場試運行，當月獲取調頻輔助服務市場服務費占比達19.6%，展現出一定潛力。同時，湖南省電力現貨市場計劃于2025年底啟動連續結算試運行，市場建設正在加快。盡管如此，調頻等輔助服務能否持續成為儲能電站的重要收益來源，仍需進一步觀察。
