峰谷套利正在失效，储能的下一笔钱从哪里来？

“大部分省份电能量的收益都在30%以下。”

“系统运营费全国平均成本上涨了一倍左右。”

近日，中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻在2026世界储能大会上表示，新型储能装机规模虽然仍在高速增长，但收益端并未同步跟上。

据她介绍，截至今年9月底，中国新型储能累计装机已突破181GW、492.4GWh，同比增长57%和75%，前三季度新增投运新型储能装机35.3GW、102.31GWh。

当储能从新能源配套走向独立市场主体，现货、容量、辅助服务等多条收益通道逐步打开，机制却尚未完全跑通，独立储能与工商业储能同时面临收益承压。

现货价差缩水

容量补偿“杯水车薪”

“其实有容量补偿，但是它的量并不是特别大，如果说和前面的系统运营费用比起来，简直是杯水车薪。”广州智光储能科技有限公司总经理付金建提到，电池消费税征收抬高了初始投资成本，在短期来看，投资是承压的。

李臻也介绍称，前三季度独立储能新增装机15.1GW，可以反映出储能逐渐从源侧和负荷侧的配套设施走向了市场主体，但市场主体身份确立之后，收益来源的稳定性并未同步解决。

截至2025年底，除京津唐和西藏外全国其他省份均已实现电力现货连续结算试运行，可现货价差在逐步缩小，如此一来，电能量的收益很难得到保障。李臻表示，经过测算，大部分省份电能量收益在30%以下，而取消人为分时电价后，源侧、网侧尤其是工商业储能必须通过市场获取价差，测算也越来越难了。

据悉，容量补偿被行业视为独立储能的重要收入支柱，但落地范围和力度均不及预期。李臻介绍称，目前共有7个省份发布了各地电价补偿政策，补偿标准、时长折算、当地容量供需比都是影响收益的变量。

李臻表示，调频市场同样集中在少数省份，大部分省份政策已将储能纳入辅助服务市场，但真正落地目前比较少，主要集中在甘肃、广东、山西和山东等省份，辅助服务市场与现货市场的衔接仍待破解。

另外，李臻介绍称，随着114号文落地，今年以来系统运营费全国平均成本上涨了一倍左右，可以说极大地推升了储能充电的成本。付金建也提到，系统运营费用快速提升影响到了一些地区储能项目的收益测算、影响到了投资决策。

固定峰谷套利的商业模式正在失效

时代绿色能源有限公司解决方案总监辛骥元介绍称，行政分时电价时段缩短后，工厂侧储能一度出现“结算模糊、电价适配难、利用率低”的问题，后通过高精度光伏和负荷预测结合AI调度，放电量提升226%、充电量提升190%、整体收益提升172%。

而这一实践的背景是各省正在逐步取消行政分时电价，如今已经有11个省市取消，因为峰谷套利的商业模式并不是那么可靠和稳定，“从这一案例看，单纯依赖固定峰谷价差的模式正在失效，运营能力开始影响收益差距。”辛骥元说。

中国绿电（苏州）碳中和研究院院长侯守礼给出了峰谷套利的收益区间：以1兆瓦时储能计，1天2充2放，大部分时候能够有25万元—40万元收益，中等省份是15万元—30万元的收益。

他也提醒称，价差是随时变化的，不是固定的。今年赚了30万，明年不一定有30万，也可能更多，也可能更少。根本的问题在于，装储能的人越多，峰谷差本身就会被抹平，都装了储能，峰谷差就少了，价格就会下降了。

侯守礼还表示，需量管理是另一项可见收益，一家工厂9000千瓦的需量，如果降低需量1000千瓦，一年电费可以节约48万元，但独立储能还有容量电价支持，工商业储能目前没有得到，现在正在推动。他主张，系统运营费目前是平摊的，未来应改革为“对系统友好可以少交，对系统不友好多交”，而装储能降低系统依赖可以降低这项费用。

另外，侯守礼提到，现在大家采用EMC管理方式，但很多技术都在变化中，合同需要进一步完善；行业还存在“重建设、轻运营”的问题，过去电价稳定，给一个价格，投资之后每年收钱就行了，不用考虑经营，现在是价格市场化以后每时每刻都在变动。

“工商业储能的收益是在逐步下降，但是危中也有机遇，未来面向电力市场，需要我们投资人和运营方考虑如何在市场中获取新收益。”李臻表示。

区域与模式分化

按效果付费尚未到位

彭博新能源财经欧洲研究负责人奥利弗·梅特卡夫介绍，英国典型储能项目每兆瓦年度收益从2022年的10万英镑下降到2023年的2万英镑，降幅为80%，而且在不同市场当中收入来源开始变得多样化。

他认为，可融资收入在全球市场变得越来越重要，那些成功的储能运营商不仅仅可以以最低的成本进行交付，同时也非常了解自己所进入市场的合规要求。

英国收益下滑八成的同时收入来源走向多元，反观国内部分省份，仍押注单一收益通道。李臻介绍称，甘肃已经建立起现货加调频和容量的收益模式，但现货价差是偏紧的，调频的收益随着电站的投资增多也在下降，所以收益情况是一个动态的平衡。

同时，山西市场化程度比较高，目前也是率先开展了一次调频的补偿，开放了现货和二次调频的收益，整体上来看也是收益较高的区域。

另据付金建介绍，广东的调频电站运行超过两年，K值长期排名靠前，收益不错，但是最近广东的调频政策做一些调整，新政下调频容量占电站容量约20%，更大一部分用来参与现货，这让储能电站的收益更加多元化。

他判断，“一年以后或者一段时间以后，K值的竞争仍然会重新回到舞台中央。”储能价值要回归“按效果付费”，基于全生命周期的电站表现来付费；在产品端要关注系统效率、在线率、辅助服务K值、容量收益放电时长。

“我们储能行业存在重视规模扩张，轻价值挖掘的问题，项目的经济效益、市场收益机制没有健全，项目经济性的矛盾非常突出。”国家发展改革委能源研究所原所长戴彦德坦言。

李臻认为，系统运营费在电价中还可以进一步改革，优化充放电价格的收益。国家新型储能创新中心首席科学家刘石则提醒，以前配储的时候很多储能用了两三年之后就不行了，要靠标准和监管挡住劣币，让良币拿到合理溢价。

对投资人和运营方而言，容量电价机制能否覆盖更多省份、系统运营费如何从平摊走向差异化分担、按效果付费何时落地，落地节奏将直接决定181GW装机的收益成色。