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满足投资人了解不同省份储能电站的电能量收益情况，飔合科技广泛收集市场数据，基于聆风智储收益测算模型，综合考虑放电收益、充电成本以及设备性能，测算独立储能电站在各省现货市场低充高放理论最优收益表现，为投资决策提供量化分析依据。本报告统计区间为2026年第三季度（7—9月）。
现货价差
本文统计了各省现货价差并分别测算2小时与4小时储能系统的电能量市场收益，覆盖23个电力交易区域。从2026年第三季度的储能单次充放价差（价差数据为上帝视角最优策略价差）来看，山西、蒙东、海南、陕西、黑龙江、吉林等区域的逐小时充放价差最高，其中山西表现尤为突出，季度平均价差达到616.87元/MWh。本季度共有7个区域价差高于500元/MWh，10个区域价差低于300元/MWh。
2026年三季度不同省份现货价差对比分析（2小时，元/MWh）
2026年三季度不同省份现货价差对比分析（4小时，元/MWh）
循环次数
2026年第三季度，2小时储能系统各区域月均及季度平均循环次数如下表所示。从整体运行情况来看，季度平均循环次数超过20次的区域共有17个，其中新疆、安徽和甘肃的循环次数相对较低，均不足15次。峰谷电价差是影响储能系统充放电策略及循环次数的关键因素。第三季度，受部分省份受电力现货市场峰谷价差收窄影响，储能系统可获取的电能量套利空间受到明显压缩。同时，考虑系统运行费、输配电相关费用及其他充电侧成本后，部分时段的充放电价差难以覆盖综合运行成本，甚至出现负收益。在此情况下储能系统循环次数下降。
2026年三季度2小时储能系统月均、季度平均循环次数
2026年三季度4小时储能系统月均、季度平均循环次数
收益分析
2小时收益分析
2026年第三季度，两小时储能系统在各省份的电能量现货市场收益呈现出显著的区域分化特征。从季度平均收益水平来看，各区域收益分布在57.48万元至291.98万元之间，区域间收益差异较为明显。其中，海南、蒙东和黑龙江受益于较大的市场电价波动幅度及相对充足的峰谷套利空间，电能量现货市场平均收益均超过260万元，位居全国前三。相比之下，甘肃、河北南网及河南豫西等区域的收益水平相对较低，处于全国末位。总体而言，不同区域储能系统的现货市场收益存在显著差异，市场电价波动幅度、有效充放电价差及储能运行策略等因素共同影响储能系统的收益表现。
2026年三季度2小时储能系统月均、季度平均收益（万元）
4小时收益分析
从收益排名来看，4小时储能系统与2小时储能系统的区域收益格局较为接近，其中海南均位居首位。相较于其他区域，海南电力现货市场价格波动幅度更大，峰谷价差相对明显，为储能系统开展充放电套利提供了更为有利的市场条件。同时，储能系统的套利收益不仅取决于峰谷价差的大小，还受到每日高、低电价时段持续时间及其分布特征的影响。较大的峰谷价差以及相对充足的低价充电和高价放电时间窗口，有利于长时储能系统充分发挥持续充放电能力，提升电量转移规模及套利收益潜力。因此，海南地区储能系统的整体收益表现较为突出。
2026年三季度4小时储能系统月均、季度平均收益（万元）
倍率提升
从收益倍率上看，大部分省份的收益倍率较为接近，表现好的省份例如海南、宁夏、山西的收益倍率均超过1.80。
2小时与4小时储能系统第三季度收益倍率提升
各省充电费用排名
2026年第三季度，各省份系统运行费与线损折价呈现出明显的区域差异，其中系统运行费的省际分化及月度波动更为显著。东北地区的黑龙江、吉林和辽宁持续处于较高水平，基本维持在0.135～0.142元/千瓦时；湖南、广西呈现逐月上升趋势，其中湖南9月达到0.163元/千瓦时，升至全国首位。相比之下，山东、河南、山西及江苏等省份系统运行费有所下降，而冀北、青海、广东等区域整体维持较低水平。线损折价方面，各省份主要集中在0.006～0.025元/千瓦时，整体水平明显低于系统运行费，月度波动相对较小，其中黑龙江、内蒙古等地区处于较高水平，甘肃、青海和宁夏等西部省份则维持较低水平。总体来看，系统运行费是影响储能充电侧综合成本的主要附加费用，不同省份的费用水平及变化趋势将直接影响储能系统的实际套利空间。尤其在现货市场峰谷价差收窄的情况下，系统运行费与线损折价的叠加可能进一步压缩储能收益，因此在评估各省储能现货市场收益时，应重点关注扣除充电侧附加成本后的有效峰谷价差。下图分别展示2026年7—9月各地区的系统运行费和线损折价排名，两项费用分开排序。
2026年7月各地区系统运行费和线损折价排名
2026年8月各地区系统运行费和线损折价排名
2026年9月各地区系统运行费和线损折价排名
容量补偿
2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），在国家层面明确将电网侧独立新型储能纳入容量电价机制，并提出在电力现货市场连续运行的省份有序建立发电侧可靠容量补偿机制。以此为重要政策节点，我国储能容量补偿机制逐步由地方试点探索向制度化、规范化建设转变，各省在容量补偿标准、有效容量折算方式及费用分摊机制等方面呈现出明显的区域差异。
从容量补偿标准来看，已出台政策及公开征求意见的省份呈现出较为明显的梯度分布。其中，辽宁（370元/千瓦·年，征求意见）、甘肃和吉林（均为330元/千瓦·年）处于较高水平；青海为185元/千瓦·年，陕西、湖北、新疆、宁夏和安徽均为165元/千瓦·年，处于中等水平；河北则以100元/千瓦·年处于相对较低水平。不同省份容量补偿标准的差异，反映出各地区在电力供需形势、容量保障需求及储能发展阶段等方面的不同政策考量。
从有效容量折算机制来看，持续放电时长是影响储能容量补偿收益的关键因素，也是体现政策对长时储能支持导向的重要指标。目前，多数省份根据储能满功率持续放电时长与规定折算基准时长的比例确定有效容量，但各地折算基准存在明显差异。其中，河北南网为4小时，甘肃、陕西、新疆、宁夏和安徽为6小时，吉林和青海为8小时，湖北则达到10小时。以100MW/400MWh（4小时）独立储能项目为例，在不考虑其他修正因素的情况下，采用4小时、6小时、8小时和10小时折算基准时，对应的有效容量比例分别为100%、66.7%、50%和40%。由此可见，在相同装机功率及补偿标准下，折算基准时长越长，短时储能的有效容量及实际补偿收益越低，而长时储能的容量价值相对更加突出。有效容量折算机制不仅直接影响项目收益水平，也反映出各省更加重视储能持续顶峰能力及可靠容量支撑作用的政策导向。
从费用分摊机制来看，多数省份将储能容量补偿费用纳入系统运行费用，由工商业用户分摊，部分地区还将外送电量纳入分摊范围。与传统财政补贴不同，容量补偿主要通过电力市场内部的费用分摊机制实现，本质上是对储能提供可靠容量及系统容量保障价值的补偿。对于独立储能项目而言，容量补偿有助于形成相对稳定的收益来源，但相关费用也可能通过系统运行费用分摊机制增加储能充电侧成本。因此，在评估项目实际收益时，应综合考虑容量补偿收入、系统运行费用分摊及现货市场购电成本，准确衡量容量补偿机制对项目净收益的实际贡献。
从项目经济性来看，容量补偿主要发挥基础收益支撑及降低收入不确定性的作用，现货市场峰谷价差套利和辅助服务收入则构成储能项目的重要增量收益来源。现阶段，多数省份的容量补偿水平能够在一定程度上改善项目收益结构，增强项目现金流的稳定性。同时，随着容量补偿机制逐步完善，有效容量折算、运行性能考核及可靠容量认定等机制将进一步强化储能持续放电能力与实际补偿收益之间的联系，引导储能项目由单纯追求装机规模向提升持续放电能力、运行可靠性及系统支撑价值转变。总体而言，容量补偿机制的建立有助于改善独立储能项目的收益预期，并推动储能投资决策更加重视系统实际容量需求与项目全生命周期经济性。
