储能收益逻辑重构！国网能源院研判新型储能经济性与发展趋势

【会议报道】4月2日ESIE 2026分布式光储论坛上，国网能源研究院李娜娜解读新型储能经济性趋势：储能价值沿储电—调节/容量—绿色—非电递进演变。新能源侧配储转向市场收益，独立储能进入容量+电量+服务三元模式，用户侧分时套利收益承压；长期随现货价差扩大、辅助服务完善，储能盈利将持续改善。

4月2日，在第十四届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2026）同期，举办了“2026分布式光储创新论坛”，国网能源研究院新能源所专家李娜娜对近期相关政策下新型储能经济性分析及发展趋势研判。

她指出，从外部环境角度来看，全面市场化新阶段下，市场价格波动性会给储能收益带来一定不确定性影响，但长期看，随着各省现货价差拉大、辅助服务市场交易品种逐步增加、储能运营精细化水平不断提升，储能盈利能力将逐步增强；从价值实现角度来看，随着新能源新业态新模式的发展，储能的价值兑现逻辑逐步变化，按照储电价值--调节价值/容量价值--绿色价值--非电价值的趋势演变。

在新能源侧，储能收益模式由“指标获取隐性收益”转向“新能源+储能参与市场收益”通过储能能量时移使新能源在电能量市场中获取更高交易价格。新能源配储主要瞄准机制电量外参与市场的新能源电量，配储积极性取决于配储前后的收益增幅能否覆盖储能成本，机制电量占比低、现货市场价差大的省份主动配储意愿较高，光伏配储项目效益优于风电配储项目。

独立储能则是从以往“依赖租赁”转向“容量+电量+服务”三元收益模式。容量收益主要取决于各省煤电容量电价和净负荷高峰时长，甘肃、宁夏、青海、湖北、河北5省已公布折算时长，以4小时、6小时居多湖北为10小时。容量电价收益预计可覆盖三成储能成本，一定程度给予储能稳定收益预期。山西、甘肃等能够同时参与现货和调频辅助服务的项目经济性较优，青海等现货价差大省份经济性好。

用户侧储能方面，收益模式由“固定分时价差套利”转向“市场化价差套利”，经济性有下滑趋势。