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

1.3 核心问题

零/负电价时代，储能业主面临三大核心问题：

1. 负电价意味着什么？是危机还是机遇？
2. 储能系统如何盈利？传统峰谷套利模式是否依然有效？
3. 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）：

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：

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：

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）：

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）：

关键策略：

1. 优先在负电价时段充电
2. 与新能源场站签订容量租赁协议
3. 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：

1. 优化充放电策略：负电价时段优先充电，减少弃光
2. 参与辅助服务：利用储能参与调峰，获取补偿
3. 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）：

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：

1. 建立电价预测模型，提前预判负电价时段
2. 预留充足充电容量，确保负电价时段可充电
3. 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：

1. 基础电量通过中长期交易锁定
2. 调节能力通过现货市场变现
3. 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

1. 零/负电价是电力市场成熟的标志，将长期存在并可能加剧
2. 储能系统是负电价的最大受益者，度电收益可提升 75%
3. 多元化收益模式是关键，单一套利模式风险高
4. 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：

1. 尽快完成四可改造，获取市场准入资格
2. 优化运营策略，最大化负电价收益
3. 多元化收益来源，降低单一市场风险

对于潜在投资者：

1. 优先布局负电价高发区域
2. 选择成熟技术路线和商业模式
3. 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.