新能源配储全面迎现货“大考”
2026-11-02 07:32 发布于 北京 中国能源报官方账号
国家发展改革委发布的《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》首次明确要求储能、虚拟电厂等新型主体全面入市。
▲ 图为内蒙古阿荣旗1GW/4GWh构网型储能项目。 科华数能/供图
近日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），首次在国家层面明确电力现货市场三级运营体系，明确要求储能、虚拟电厂等新型主体全面入市，支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与电力现货市场申报、出清、调用、结算和考核等。
从政策叫停强制配储、推动新能源全面入市，建立电网侧独立储能容量电价机制的政策脉络中观察，储能的制度环境已从“要不要入市”推进到“以什么身份入市、按什么规则结算”。市场空间打开的同时，大量场站集中入市，储能能否把“入场券”转化为可持续的盈利闭环？价差收窄与负电价频发之间，储能又将如何找到自己的生存法则？
从地方试点到全国统一
配储回归场站收益逻辑
储能入市路径，始于地方试点。2023年10月，广东率先实现独立储能以“报量报价”方式参与现货交易；2024年6月，山东电力现货市场转正式运行，28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化入市。截至今年9月，全国已有10个省级电力现货市场正式运行，各省因地制推出适配本地的储能入市规则。
《征求意见稿》将地方探索上升为全国统一规则。作为全国统一电力市场“1+6”规则体系中现货领域的主干规则，它具备全国指导性、原则性与通用性。国网能源研究院新能源研究所正高级工程师时智勇向《中国能源报》记者表示，《征求意见稿》释放两大信号：一是市场公平性，坚持无歧视原则，把各类新型经营主体统一纳入市场框架；二是与时俱进，储能在源、网、荷不同环节呈现多元形态，规则需要适配这种多元性，调动分散的调节资源。
新能源配储的底层定位也随之改变。早期新能源强制配储阶段，储能成本高、利用率低，被视为企业投资包袱；固定上网电价阶段，储能的主要功能是填补发电预测偏差，价值体现为“合规工具”；随着新能源全面入市，场站收益直接暴露在现货价格波动之中，储能的价值逐步转向“运营获利工具”。
时智勇分析，我国新能源已经成为第一大装机电源，后续出力预测、计划执行等并网标准将持续收紧。储能能够有效对冲发电波动，帮助场站降低偏差考核风险。其价值呈现多元化特征：其一，保障收益基本盘。东部不少新能源项目机制电量占比高达80%—90%，配置储能有助于提升实际发电量，保障机制电量足额兑现；其二，提升电价收益。在电价差较大区域，储能低价充电、高价放电，是平抑收益波动、提升项目电价水平的有效手段；其三，压缩用电成本。以光伏电站为例，夜间无发电输出时仍需从电网购电，通过储能自给供电，可以实现精细化运营，减少购电支出；其四，满足规划要求。按照《可再生能源发展“十五五”规划》，2030年全国风电光伏平均置信出力达到8%。光伏夜间出力基本归零，如果不配储能，几乎无法满足该指标要求。
“联合报价机制的本质，是把储能使用权交还场站，让场站具备可调度、可计划运行能力。”时智勇强调，新能源配储不再只是“装了就算完成”的附属资产，而成为场站参与现货博弈的可调度调节单元，服务于场站整体收益最大化。
价差是收益“生命线”
现货全覆盖是电力市场化改革的既定方向，但储能收益能否实现增长，关键前提在于充放电之间，还有没有足够大、足够稳的峰谷价差。
现货电价由实时供需决定，峰谷价差随新能源大发、负荷高峰动态变化，不同地区、时间、节点价差水平差异显著。行业普遍将0.3元/千瓦时左右的月均价差视为储能套利的盈亏平衡参考线，但当前多数省份实际价差仍在附近徘徊甚至低于门槛，行业整体峰谷价差中枢呈现下移态势。
较价差收窄，连续性负电极的风险更值得警惕。“短时负电价是储能低成本充电的窗口，真正风险来自长时间、连续性负电价。”时智勇指出，北方供暖季，新能源大发与煤电刚性出力叠加，可能出现持续数小时乃至更长时间的负电价，储能仅有充电机会、没有放电窗口，充放电循环无法闭环，套利收益无从谈起。
中关村储能产业技术联盟电力市场专委会秘书长郑华进一步向《中国能源报》记者指出，对储能资产运营方而言，参与现货的风险在于荷电状态（SOC）的时序耦合引发滚动偏差放大，并因责任主体绑定而被动承接新能源出力波动的连带考核。在项目层面，一体化运行、一体化运维、一体化运营的配套要求更加突出，相关统筹协同问题也会进一步凸显。
制度层面的“托底”正在补齐。今年年初发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制。但容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，依据顶峰能力折算。业内测算，容量补偿仅可覆盖储能固定成本约30%，不足以独立支撑盈利。更微妙的是，煤电获得容量补偿后，电量市场报价策略可能趋于保守，部分省份现货出清价格承压，阶段性压缩充放电价差，间接削弱套利空间。
政策已明确储能充放电循环对应电量可减免输配电价。实际操作中，储能充电多发生在电力供大于求时段，本身就在提供调峰调节价值，循环电量对应的系统运行费是否同步纳入减免，有待后续细化规则予以回应。
总而言之，价差是储能现货收益的“生命线”，但这条“生命线”正经历三重挑战：价差中枢下移、连续性负电价阻断充放电循环、容量“底薪”覆盖有限。
长期比拼的是软硬件综合能力
郑华指出，新能源与储能联合报价催生新的博弈：联合体内收益与风险权责界定，联合储能与独立储能由合作转变为竞争博弈，配储新能源与其他经营主体的公平交易权等问题将逐渐凸显。
面对新的市场格局，储能行业不存在通用的投资运营模板。时智勇指出，各省电源结构、负荷特性、节点电价分化显著，投资判断需要兼顾三个尺度——往远看，坚持长期主义，储能是高比例新能源电力系统的基础要素，长期空间确定；往大看，立足省级格局，电力交易仍以省为单位组织，价格水平与本省电源、负荷结构强相关，简单复制外地模式风险上升；往细看，下沉到节点和场景，独立储能、新能源配储、绿电直连、 虚拟电厂 等不同形态盈利逻辑各不相同，需要具体问题具体分析。
落到项目实操层面，核心竞争力来自三项能力的组合。设备可靠性是底线：调度对储能实际可输出容量进行考核，要拿到容量补偿，报出的时长必须稳定兑现，硬件质量和实际执行出力是第一前提；市场化运营能力是杠杆：电价预测、报价策略、充放电曲线优化越来越依赖数据和算法，AI技术正在拉开交易能力差距；跨领域资源整合能力是“护城河”：储能很难单打独斗，需要与新能源资产结合，理解源网荷一体化运行规律，把分散调节资源组织成可被市场识别的整体。
更为关键的是转变对价差的认知。现货价差的根本功能是释放价格信号、引导储能合理布局，而非为项目承诺稳定套利收益。“唯价差套利”的商业模式正在失效，储能收益结构正在从单一电能量价差，向“容量托底+现货择时套利+辅助服务”多元收益组合转型。
对经营主体而言，真正的“分水岭”不在于抓住某一次价差机会，而在于长期推演能力。“要结合国家和省级中长期规划、电源建设节奏、负荷增长曲线和输电通道布局，预判数年乃至十年维度的价格走向，为投资决策提供支撑。”时智勇称。
文 | 本报记者 卢奇秀