摘要: 2026 年春节期间全国九地电力市场出现零/负电价现象引发行业广泛关注。零/负电价是电力市场成熟的标志对储能系统而言既是挑战更是机遇。本文深入分析零/负电价产生的原因详解储能系统在负电价环境下的盈利模式并通过山东、山西等地实际案例为储能业主提供可操作的应对策略和投资建议。关键词: 零电价、负电价、储能系统、电力现货市场、峰谷套利一、热点引入九地现零/负电价储能价值凸显1.1 事件背景2026 年春节期间2 月 17 日 -2 月 24 日全国电力市场迎来一个历史性时刻山东、山西、甘肃、宁夏、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、陕西等九地电力现货市场连续出现零/负电价。其中山东大年初一午间现货电价低至 -0.15 元/kWh山西春节期间累计出现 36 小时负电价甘肃新能源大发时段电价持续为负这一现象并非偶然。2025 年全年山东电力现货市场负电价时段累计超过 200 小时山西超过 150 小时甘肃超过 300 小时。负电价正从罕见事件转变为常态化现象。1.2 数据速览省份负电价时段2025 年最低电价元/kWh主要发生时段山东210 小时-0.15午间 11:00-15:00山西156 小时-0.12午间 12:00-16:00甘肃320 小时-0.18午间 10:00-16:00宁夏180 小时-0.10午间 11:00-15:00内蒙古145 小时-0.08午间 12:00-14:001.3 核心问题零/负电价时代储能业主面临三大核心问题负电价意味着什么是危机还是机遇储能系统如何盈利传统峰谷套利模式是否依然有效如何调整运营策略最大化负电价环境下的收益二、零/负电价产生的原因分析2.1 根本原因新能源装机爆发式增长2025 年全国风电、光伏新增装机合计超过 4.3 亿千瓦累计装机突破 15 亿千瓦。新能源发电具有看天吃饭的特性在风光资源好的时段发电出力集中释放远超用电负荷。以山东为例春节期间午间光伏出力峰值超过 4000 万千瓦全省用电负荷仅约 3500 万千瓦电力供大于求电价跌至负值2.2 直接原因用电负荷季节性波动春节期间工业用电负荷大幅下降居民用电负荷占比上升。2026 年春节期间全国工业用电负荷同比下降约 40%三产用电负荷同比下降约 60%居民用电负荷同比增长约 10%负荷侧的大幅下降与电源侧的稳定出力形成鲜明对比导致电力严重过剩。2.3 市场原因现货市场机制逐步完善2025 年全国电力现货市场建设取得突破性进展8 个首批试点广东、山西、山东、甘肃、蒙西、四川、福建、浙江全面运行14 个第二批试点加快推进全国统一电力市场框架初步形成现货市场允许电价自由波动真实反映电力供需关系。负电价是市场机制发挥作用的正常表现而非异常现象。2.4 技术原因系统调节能力不足传统火电机组调节速度慢、调节深度有限难以应对新能源出力的快速波动。在电力过剩时火电机组无法快速降出力只能通过负电价付费让新能源发电。三、储能系统在负电价环境下的盈利模式3.1 盈利模式一反向峰谷套利传统模式低谷充电、高峰放电负电价模式负电价时段充电、高峰时段放电收益测算以 100MW/200MWh 储能电站为例场景充电电价元/kWh放电电价元/kWh度电收益元/kWh日收益万元传统峰谷0.300.900.6012.0负电价-0.150.901.0521.0关键发现负电价环境下储能系统度电收益可提升 75%3.2 盈利模式二容量电价收益2026 年独立储能容量电价机制全面落地省份容量电价元/kW·年折算度电元/kWh内蒙古3300.09青海1650.045贵州2000.055山西2800.077收益叠加容量电价 现货套利 双重收益3.3 盈利模式三辅助服务收益储能系统可参与调峰、调频等辅助服务市场服务类型补偿标准年收益估算100MW/200MWh调峰0.5-0.8 元/kWh800-1200 万元调频6-10 元/MW600-1000 万元备用3-5 元/MW300-500 万元3.4 盈利模式四电力市场交易具备四可能力的储能系统可参与电力中长期交易、现货交易获取市场化收益中长期交易锁定基础收益现货交易捕捉价格波动机会绿电交易获取环境价值四、实际案例分析4.1 案例一山东某独立储能电站项目概况规模100MW/200MWh并网时间2024 年 6 月技术路线磷酸铁锂运营数据2025 年全年收益类型收益金额万元占比峰谷套利280045%容量电价140022%调峰辅助服务120019%调频辅助服务90014%合计6300100%负电价贡献2025 年负电价时段充电电量占比 18%贡献收益约 500 万元。投资回收项目总投资 8 亿元静态投资回收期约 6.5 年。4.2 案例二山西某共享储能电站项目概况规模200MW/400MWh并网时间2025 年 3 月商业模式容量租赁 现货套利运营数据2025 年 3 月 -12 月收益类型收益金额万元说明容量租赁2400租赁给 8 个新能源场站现货套利3200含负电价收益 600 万元调峰辅助服务1500参与深度调峰合计710010 个月收益关键策略优先在负电价时段充电与新能源场站签订容量租赁协议参与调峰辅助服务市场投资回收项目总投资 15 亿元预计静态投资回收期约 5.8 年。4.3 案例三甘肃某新能源配储项目项目概况光伏装机500MW配储规模100MW/200MWh并网时间2024 年 12 月运营痛点甘肃负电价时段多、持续时间长光伏弃光率高达 15%传统套利模式收益有限应对策略优化充放电策略负电价时段优先充电减少弃光参与辅助服务利用储能参与调峰获取补偿电力交易参与省间现货交易外送富余电力运营效果2025 年全年指标改造前改造后变化弃光率15%8%-7%年发电量亿 kWh7.58.10.6储能收益万元-2500-综合收益提升-3500-五、储能业主应对策略5.1 策略一优化充放电计划核心原则负电价时段应充尽充高峰时段应放尽放实施要点建立电价预测模型提前预判负电价时段预留充足充电容量确保负电价时段可充电优化放电策略在电价高峰时段放电工具推荐领祺科技 PBox6218E 多合一融合终端支持 AGC/AVC 自动功率控制可根据电价信号自动优化充放电策略。5.2 策略二参与辅助服务市场市场选择调峰市场适合大容量、长时储能调频市场适合高倍率、快速响应储能备用市场适合具备黑启动能力的储能准入条件完成四可改造可观、可测、可控、可调通过电网调度机构验收满足技术性能指标响应时间、调节精度等5.3 策略三容量租赁模式适用场景新能源配储政策要求地区商业模式储能电站将容量租赁给新能源场站收取容量租赁费剩余容量用于现货套利收益测算100MW/200MWh 储能容量租赁50MW×300 元/kW·年1500 万元/年现货套利50MW×0.6 元/kWh×300 次900 万元/年合计收益2400 万元/年5.4 策略四电力市场交易交易品种中长期交易锁定基础电量和电价现货交易捕捉价格波动机会绿电交易获取环境价值交易策略基础电量通过中长期交易锁定调节能力通过现货市场变现环境价值通过绿电交易实现六、投资建议与风险提示6.1 投资建议区域选择优先区域山东、山西、甘肃、内蒙古负电价频次高潜力区域宁夏、辽宁、吉林、黑龙江新能源装机增长快谨慎区域中东部负荷中心负电价概率低技术路线锂电储能技术成熟、响应快适合调频液流电池安全性高、寿命长适合长时储能压缩空气规模大、成本低适合电网侧商业模式独立储能收益来源多元推荐共享储能容量租赁 套利推荐电源侧配储减少弃电视情况而定6.2 风险提示政策风险容量电价政策变化辅助服务市场规则调整新能源配储政策变化市场风险电价波动超预期负电价持续时间缩短市场竞争加剧技术风险电池衰减超预期安全事故风险技术迭代风险七、总结与展望7.1 核心结论零/负电价是电力市场成熟的标志将长期存在并可能加剧储能系统是负电价的最大受益者度电收益可提升 75%多元化收益模式是关键单一套利模式风险高四可能力是参与市场的前提未完成改造将无法参与7.2 行动建议对于储能业主尽快完成四可改造获取市场准入资格优化运营策略最大化负电价收益多元化收益来源降低单一市场风险对于潜在投资者优先布局负电价高发区域选择成熟技术路线和商业模式关注政策动向把握市场机遇7.3 未来展望2026 年随着新能源装机持续增长和电力市场不断完善负电价时段将进一步增加储能系统经济性将持续提升独立储能、共享储能将成为主流具备四可能力的储能系统将脱颖而出参考文献[1] 国家能源局。2025 年电力市场建设情况通报 [Z]. 2026.[2] 中国电力企业联合会。2025 年电力工业统计快报 [Z]. 2026.[3] 山东电力交易中心。山东电力现货市场 2025 年运行报告 [R]. 2026.[4] 山西电力交易中心。山西电力现货市场试运行情况分析 [R]. 2026.
零/负电价来了！储能业主如何抓住机遇？
摘要: 2026 年春节期间全国九地电力市场出现零/负电价现象引发行业广泛关注。零/负电价是电力市场成熟的标志对储能系统而言既是挑战更是机遇。本文深入分析零/负电价产生的原因详解储能系统在负电价环境下的盈利模式并通过山东、山西等地实际案例为储能业主提供可操作的应对策略和投资建议。关键词: 零电价、负电价、储能系统、电力现货市场、峰谷套利一、热点引入九地现零/负电价储能价值凸显1.1 事件背景2026 年春节期间2 月 17 日 -2 月 24 日全国电力市场迎来一个历史性时刻山东、山西、甘肃、宁夏、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、陕西等九地电力现货市场连续出现零/负电价。其中山东大年初一午间现货电价低至 -0.15 元/kWh山西春节期间累计出现 36 小时负电价甘肃新能源大发时段电价持续为负这一现象并非偶然。2025 年全年山东电力现货市场负电价时段累计超过 200 小时山西超过 150 小时甘肃超过 300 小时。负电价正从罕见事件转变为常态化现象。1.2 数据速览省份负电价时段2025 年最低电价元/kWh主要发生时段山东210 小时-0.15午间 11:00-15:00山西156 小时-0.12午间 12:00-16:00甘肃320 小时-0.18午间 10:00-16:00宁夏180 小时-0.10午间 11:00-15:00内蒙古145 小时-0.08午间 12:00-14:001.3 核心问题零/负电价时代储能业主面临三大核心问题负电价意味着什么是危机还是机遇储能系统如何盈利传统峰谷套利模式是否依然有效如何调整运营策略最大化负电价环境下的收益二、零/负电价产生的原因分析2.1 根本原因新能源装机爆发式增长2025 年全国风电、光伏新增装机合计超过 4.3 亿千瓦累计装机突破 15 亿千瓦。新能源发电具有看天吃饭的特性在风光资源好的时段发电出力集中释放远超用电负荷。以山东为例春节期间午间光伏出力峰值超过 4000 万千瓦全省用电负荷仅约 3500 万千瓦电力供大于求电价跌至负值2.2 直接原因用电负荷季节性波动春节期间工业用电负荷大幅下降居民用电负荷占比上升。2026 年春节期间全国工业用电负荷同比下降约 40%三产用电负荷同比下降约 60%居民用电负荷同比增长约 10%负荷侧的大幅下降与电源侧的稳定出力形成鲜明对比导致电力严重过剩。2.3 市场原因现货市场机制逐步完善2025 年全国电力现货市场建设取得突破性进展8 个首批试点广东、山西、山东、甘肃、蒙西、四川、福建、浙江全面运行14 个第二批试点加快推进全国统一电力市场框架初步形成现货市场允许电价自由波动真实反映电力供需关系。负电价是市场机制发挥作用的正常表现而非异常现象。2.4 技术原因系统调节能力不足传统火电机组调节速度慢、调节深度有限难以应对新能源出力的快速波动。在电力过剩时火电机组无法快速降出力只能通过负电价付费让新能源发电。三、储能系统在负电价环境下的盈利模式3.1 盈利模式一反向峰谷套利传统模式低谷充电、高峰放电负电价模式负电价时段充电、高峰时段放电收益测算以 100MW/200MWh 储能电站为例场景充电电价元/kWh放电电价元/kWh度电收益元/kWh日收益万元传统峰谷0.300.900.6012.0负电价-0.150.901.0521.0关键发现负电价环境下储能系统度电收益可提升 75%3.2 盈利模式二容量电价收益2026 年独立储能容量电价机制全面落地省份容量电价元/kW·年折算度电元/kWh内蒙古3300.09青海1650.045贵州2000.055山西2800.077收益叠加容量电价 现货套利 双重收益3.3 盈利模式三辅助服务收益储能系统可参与调峰、调频等辅助服务市场服务类型补偿标准年收益估算100MW/200MWh调峰0.5-0.8 元/kWh800-1200 万元调频6-10 元/MW600-1000 万元备用3-5 元/MW300-500 万元3.4 盈利模式四电力市场交易具备四可能力的储能系统可参与电力中长期交易、现货交易获取市场化收益中长期交易锁定基础收益现货交易捕捉价格波动机会绿电交易获取环境价值四、实际案例分析4.1 案例一山东某独立储能电站项目概况规模100MW/200MWh并网时间2024 年 6 月技术路线磷酸铁锂运营数据2025 年全年收益类型收益金额万元占比峰谷套利280045%容量电价140022%调峰辅助服务120019%调频辅助服务90014%合计6300100%负电价贡献2025 年负电价时段充电电量占比 18%贡献收益约 500 万元。投资回收项目总投资 8 亿元静态投资回收期约 6.5 年。4.2 案例二山西某共享储能电站项目概况规模200MW/400MWh并网时间2025 年 3 月商业模式容量租赁 现货套利运营数据2025 年 3 月 -12 月收益类型收益金额万元说明容量租赁2400租赁给 8 个新能源场站现货套利3200含负电价收益 600 万元调峰辅助服务1500参与深度调峰合计710010 个月收益关键策略优先在负电价时段充电与新能源场站签订容量租赁协议参与调峰辅助服务市场投资回收项目总投资 15 亿元预计静态投资回收期约 5.8 年。4.3 案例三甘肃某新能源配储项目项目概况光伏装机500MW配储规模100MW/200MWh并网时间2024 年 12 月运营痛点甘肃负电价时段多、持续时间长光伏弃光率高达 15%传统套利模式收益有限应对策略优化充放电策略负电价时段优先充电减少弃光参与辅助服务利用储能参与调峰获取补偿电力交易参与省间现货交易外送富余电力运营效果2025 年全年指标改造前改造后变化弃光率15%8%-7%年发电量亿 kWh7.58.10.6储能收益万元-2500-综合收益提升-3500-五、储能业主应对策略5.1 策略一优化充放电计划核心原则负电价时段应充尽充高峰时段应放尽放实施要点建立电价预测模型提前预判负电价时段预留充足充电容量确保负电价时段可充电优化放电策略在电价高峰时段放电工具推荐领祺科技 PBox6218E 多合一融合终端支持 AGC/AVC 自动功率控制可根据电价信号自动优化充放电策略。5.2 策略二参与辅助服务市场市场选择调峰市场适合大容量、长时储能调频市场适合高倍率、快速响应储能备用市场适合具备黑启动能力的储能准入条件完成四可改造可观、可测、可控、可调通过电网调度机构验收满足技术性能指标响应时间、调节精度等5.3 策略三容量租赁模式适用场景新能源配储政策要求地区商业模式储能电站将容量租赁给新能源场站收取容量租赁费剩余容量用于现货套利收益测算100MW/200MWh 储能容量租赁50MW×300 元/kW·年1500 万元/年现货套利50MW×0.6 元/kWh×300 次900 万元/年合计收益2400 万元/年5.4 策略四电力市场交易交易品种中长期交易锁定基础电量和电价现货交易捕捉价格波动机会绿电交易获取环境价值交易策略基础电量通过中长期交易锁定调节能力通过现货市场变现环境价值通过绿电交易实现六、投资建议与风险提示6.1 投资建议区域选择优先区域山东、山西、甘肃、内蒙古负电价频次高潜力区域宁夏、辽宁、吉林、黑龙江新能源装机增长快谨慎区域中东部负荷中心负电价概率低技术路线锂电储能技术成熟、响应快适合调频液流电池安全性高、寿命长适合长时储能压缩空气规模大、成本低适合电网侧商业模式独立储能收益来源多元推荐共享储能容量租赁 套利推荐电源侧配储减少弃电视情况而定6.2 风险提示政策风险容量电价政策变化辅助服务市场规则调整新能源配储政策变化市场风险电价波动超预期负电价持续时间缩短市场竞争加剧技术风险电池衰减超预期安全事故风险技术迭代风险七、总结与展望7.1 核心结论零/负电价是电力市场成熟的标志将长期存在并可能加剧储能系统是负电价的最大受益者度电收益可提升 75%多元化收益模式是关键单一套利模式风险高四可能力是参与市场的前提未完成改造将无法参与7.2 行动建议对于储能业主尽快完成四可改造获取市场准入资格优化运营策略最大化负电价收益多元化收益来源降低单一市场风险对于潜在投资者优先布局负电价高发区域选择成熟技术路线和商业模式关注政策动向把握市场机遇7.3 未来展望2026 年随着新能源装机持续增长和电力市场不断完善负电价时段将进一步增加储能系统经济性将持续提升独立储能、共享储能将成为主流具备四可能力的储能系统将脱颖而出参考文献[1] 国家能源局。2025 年电力市场建设情况通报 [Z]. 2026.[2] 中国电力企业联合会。2025 年电力工业统计快报 [Z]. 2026.[3] 山东电力交易中心。山东电力现货市场 2025 年运行报告 [R]. 2026.[4] 山西电力交易中心。山西电力现货市场试运行情况分析 [R]. 2026.
