2026年10月19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）》，向社会公开征求意见，时间截至11月18日。对于储能行业而言，这份文件最值得关注的，是一项更加具体的制度安排——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。

短短几十个字，却可能改变大量新能源配储项目的商业逻辑。过去，新能源配储长期面临一个尴尬局面——设备投资不低，但收益渠道有限。部分储能电站建成之后，利用率偏低，难以形成稳定的投资回报。

如今，随着新能源全面进入电力市场，储能的价值开始被重新定义。未来，储能还要解决新能源什么时候卖电、以什么价格卖电的问题。

从强制配储到联合报价

过去几年，新能源项目配置储能的重要动力之一，是满足地方项目开发和并网相关要求。

对于不少风电、光伏投资商而言，储能是一项必须承担的建设支出。投资数千万元建设一套储能系统，并不意味着每年都能获得相应的经营收入。部分配套储能缺乏独立参与市场交易的条件，其调度运行、收益核算与新能源电站高度绑定。

2025年，国家发展改革委、国家能源局发布136号文，推动新能源上网电量原则上全部进入电力市场，并明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件。政策逻辑由此开始改变。新能源不再主要依靠行政性配储要求建设储能，而需要根据电价、消纳和投资收益，自主判断是否配置储能。

实际上，2023年试行规则已经提出探索“新能源+储能”等参与市场的方式。此次征求意见稿进一步将联合报价明确到申报、出清、调用、结算和考核等具体环节。

未来，新能源电站和场站内配套储能有望作为一个整体安排交易和运行。光伏电站不再只是根据太阳辐照条件被动发电，而可以结合储能状态、市场价格和发电预测，主动调整上网曲线。对于投资商而言，储能的价值不再只是减少弃电，而是提高整个新能源电站的综合收益。

不过，联合报价并不意味着配储自动获得独立结算资格，具体计量方式、收益分配及准入条件仍有待地方细则明确。

从赚价差转向优化整个电站收益

过去谈到储能盈利，最容易想到的模式就是峰谷套利。低电价时充电，高电价时放电，通过价差覆盖设备投资和运营成本。但新能源配储的价值，不应只用简单的充放电价差衡量。

以光伏电站为例。随着光伏装机规模不断增加，中午集中发电可能造成局部电力供应过剩，现货电价随之下降。到了傍晚，用电负荷增加，光伏出力快速减少，电价又可能明显上升。如果没有储能，光伏电站往往只能在发电时段集中出售电力。一旦午间电价持续偏低，装机规模即使不断增加，发电收入也未必同步增长。配置储能之后，电站可以根据市场价格、发电预测和储能荷电状态，选择部分电量直接出售、部分电量储存，并在其他时段释放。

与此同时，储能还能改善新能源电站的发电计划执行情况，通过平滑出力、调整上网曲线，降低部分偏差考核及相关成本。因此，未来新能源配储的收益需要放在整个电站的账本中计算。它既可能创造电量转移收益，也可能提高新能源电量的平均成交价格、减少弃电损失，并降低交易风险。

真正有价值的配储项目，不一定是独立套利收入最高的项目，而是能够最大程度提高新能源电站综合收益的项目。

节点电价成为重要信号

此次征求意见稿还有一项重要内容——电力现货市场原则上采用节点边际电价出清机制。节点电价不仅反映不同时段的电力供需，还体现不同地理位置、输电约束等因素造成的价格差异。

简单来说，同一个省份，不同地区的电价可能并不相同。在新能源集中开发地区，如果发电规模较大，但外送通道受限，就可能出现局部电价偏低的情况。而在用电负荷集中、电力供应相对紧张的地区，节点价格可能较高。这会给储能项目投资带来新的变化。

过去，企业判断某地是否适合建设储能，主要关注当地峰谷电价、容量补偿、电网接入条件和设备造价。未来，还需要分析项目所在节点的历史价格、供需结构、输电阻塞情况及新能源装机增长趋势。

同样是100MW/200MWh储能电站，建设在不同节点，实际交易机会可能存在明显差异。当然，节点价差并不必然转化为储能收益，还需要考虑充放电条件、并网限制等因素。

同时，征求意见稿明确，现阶段用户侧经营主体暂按全市场或分区统一结算点价格结算，具备条件的地区可探索节点价格结算。对于储能开发商而言，项目选址正在从资源驱动、政策驱动，进一步向市场价格和电网价值驱动转变。

容量电价成为储能收益的重要支柱

对于独立储能而言，仅仅依靠电力现货市场，并不容易获得稳定收益。有行业专家表示，经过测算，大部分省份储能项目的电能量收益占比不足30%。随着现货价差逐步收窄，储能通过低充高放获取收益的难度正在增加。

与此同时，辅助服务收入也并不稳定。目前，储能调频市场的实际落地仍集中在甘肃、广东、山西、山东等少数省份，随着参与者增多，相关收益同样面临下降压力。在这种情况下，容量电价正在成为符合条件的电网侧独立储能项目最重要的稳定收益支撑机制之一。

2026年1月，国家发展改革委、国家能源局发布114号文，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

按照规定，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。补偿水平以当地煤电容量电价标准为基础，结合连续放电时长、系统顶峰需求等因素确定。这意味着，即使储能电站在某些时段没有进行充放电交易，只要具备规定的可靠顶峰供电能力，并满足地方政策及考核要求，就有机会获得容量补偿。

对于投资规模较大、回收周期较长的独立储能项目而言，容量电价能够在一定程度上提高收入可预测性，改善融资条件。但问题在于，目前容量电价政策尚未全面落地，各地补偿标准、时长折算比例和适用范围差异较大。此外，容量补偿也不是无条件发放。随着未来可靠容量补偿机制建立，补偿水平将更加关注电站实际顶峰贡献，并与原有容量电价机制衔接，避免重复补偿。因此，容量电价能否覆盖更多地区、能否形成相对稳定的补偿预期，将直接影响下一阶段独立储能项目的投资积极性。

系统运行费上涨，储能正面临收益与成本的双重挤压

比现货价差缩小更值得关注的，是储能充电成本正在增加。业内人士指出，随着114号文落地及相关电价机制调整，今年以来系统运行费用全国平均水平较此前上涨约一倍，明显抬高了部分储能项目的充电成本。所谓系统运行费，并不是储能电站自身的设备维护费，而是电力系统运行过程中发生的容量补偿、辅助服务、相关损益分摊等费用。

114号文明确，抽水蓄能和电网侧独立新型储能充电时视作用户，需要缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，放电电量相应退减输配电费。这就产生了一个值得关注的问题：储能通过低谷充电、高峰放电帮助电网调节供需，但充电时仍需要承担一定的系统运行费用。

而且，储能容量电费本身也被纳入系统运行费用，通过电价机制进行分摊。一方面，符合条件的独立储能可以获得容量补偿；另一方面，储能充电又需要支付系统运行费用。两套机制同时作用，最终收益取决于补偿收入能否覆盖相应成本。

对于需要频繁充放电的储能电站而言，即使现货价差没有变化，系统运行费用上涨也会压缩实际套利空间。对于工商业储能，问题同样突出。随着部分地区调整或取消行政分时电价，储能收益越来越依赖市场价格波动，而相关费用又可能通过用户电价传导至项目。

过去依靠固定峰谷价差测算十年投资收益的方式，正在变得不可靠。如今，储能项目面临的现实是电能量收益越来越难预测，系统运行费用却可能持续变化。如何建立合理的费用分担机制，已经成为储能商业化必须解决的问题。

从容量补偿到按效果付费，储能市场还需解决两道难题

此次电力现货市场新规，进一步明确了储能的市场主体地位和参与交易的方式，但能否真正改善行业收益，还需要容量电价和系统运行费用等配套机制协同完善。

首先是容量补偿机制。现阶段，应加快符合条件的电网侧独立储能容量电价政策落地，明确补偿标准、执行期限、容量折算、动态调整和考核要求，为项目投资提供相对清晰的收益预期。

长期来看，容量补偿需要逐步从按装机规模和放电时长确定补偿，向更加重视实际顶峰贡献和可靠供电能力转变。储能能否在电网最需要的时候放电、能持续放电多久、设备在线率和系统效率是否达到要求，都应成为影响补偿水平的重要依据。

其次是系统运行费用分担机制。目前，系统运行费用主要按照相关电量及规则进行分摊，尚未充分区分不同主体对电力系统造成的成本及提供的调节价值。未来可以探索更加精细化的费用分担方式，综合考虑储能充放电对削峰填谷、缓解阻塞、降低系统调节成本的实际贡献，对不同运行行为实行差异化分担。

同时，需要进一步提高系统运行费用的透明度，厘清储能充电环节各项费用的构成、分摊依据和退减规则，避免不合理的重复负担。正如中国绿电（苏州）碳中和研究院院长侯守礼所建议的，未来应当让对电力系统友好的主体少承担费用，对系统造成较大负担的主体承担相应成本。

而此次征求意见稿提出逐步推动调频、备用、爬坡等辅助服务市场与现货市场联合出清，也为储能在多个市场之间优化收益提供了制度方向。只有当容量价值得到合理补偿、运行费用得到科学分担、调节能力能够通过市场变现，储能才能真正从政策驱动走向市场驱动。