数字储能网讯：为满足投资人了解不同省份储能电站的收益情况，飔合科技广泛搜集市场数据，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（测算边界：设备充放电深度95%，综合转化效率85%，额定功率100MW），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。
01
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小时储能系统的现货市场收益，包括现阶段已进入长周期现货结算运行的省份，如广东、蒙西、甘肃、山东、山西、湖北等28个省份（含河南、蒙西等省内细分区域）。由于部分省份断面/节点电价差异较大，以下数据仅作为参考。
表1：2026年二季度不同省份策略价差对比分析
*策略价差：指基于历史电价的全知视角下，利用算法在连续时间窗口内寻优得到的理论最大充放电价差。
从2026年第二季度的充放价差来看，海南（437.48元/MWh）、黑龙江（421.48元/MWh）的充放价差超过了400元/MWh，表现尤为突出，远超其他省份。此外，此次统计的数据中共有6个省份的价差处在250元/MWh—400元/MWh区间，分别为山西、山东、吉林、蒙东、河北南网和陕西；低于250元/MWh价差的省份有20个，多数省份价差在100—250元/MWh之间。
02
循环次数
2026年二季度2小时储能系统月均、季度平均循环次数如下，整体分布较为集中，季度平均循环次数最高的辽宁为38.82次，甘肃、蒙东、吉林、黑龙江等其他14省高于35次；循环次数最少的三个省份是河北南网、江苏和山西，季度平均低于27次。二季度循环次数相较一季度小幅下降，主要原因是二季度现货价差降低，导致可充放窗口减少。
表2：2026年二季度2小时储能系统月均、季度平均循环次数
2026年二季度4小时储能系统月均、季度平均循环次数如下，大部分省份循环次数较为接近，整体集中在25—35次区间；其中河北南网、江苏、山西等少数省份循环次数低于25次（河北南网仅23次）。
表3：2026年二季度4小时储能系统月均、季度平均循环次数
对于储能系统来说电价峰谷差是影响循环次数的首要因素，二季度期间大部分开展电力现货市场化交易的省份具备储能充放的价差，因此循环次数较为接近。
03
收益分析
2小时收益分析
2026年第二季度，2小时储能系统在各省间的收益表现呈现出显著的地域分化与时间波动特征。从季度均值来看，市场收益水平分布在30万元至312万元的区间，其中黑龙江以311.75万元位居全国首位，海南（230.78万元）、山东（215.54万元）紧随其后；相比之下，江苏、四川等现货电价曲线平稳的区域收益水平处于全国尾部，四川季度均值仅30.19万元。从月度走势看，受4月现货价差较高带动，多数省份在4月收益较高，随后5-6月伴随价差收窄有所回落；黑龙江在4月单月收益达352.86万元，为二季度2小时收益峰值，5-6月仍维持在290万元以上。从二季度储能市场收益排名来看，具备显著电价差特征的区域的储能系统收益相对更高。（本文计算的收益指的是电能量毛收入，不包含其他的充电成本，如输配电费、系统运行费、政府基金及附加等）
表4：2026年二季度2小时储能系统月均、季度平均收益
图1：2小时储能各省收益预估
4小时收益分析
4小时储能系统的收益排名与2小时储能系统收益排名较为接近，黑龙江、海南、山东位居前三。海南受海岛地理条件及气候特征影响，光伏具备较好的开发条件，装机占比持续提升，在此背景下，海南二季度的电价波动相对更为明显，从而为储能参与峰谷套利提供了更为有利的市场环境，因此整体收益水平在南方区域中表现较为突出。
表5：2026年二季度4小时储能系统月均、季度平均收益
图2：4小时储能各省收益预估
04
倍率提升
从收益倍率上看，大部分省份的倍率集中在1.50—1.87区间；表现较好的省份如宁夏、安徽、山东、蒙西（呼包西）、河北南网及青海收益倍率均超过1.80，其中宁夏最高达1.87。
表6：2小时与4小时储能系统，4月份收益倍率提升
表7：2小时与4小时储能系统，5月份收益倍率提升
表8：2小时与4小时储能系统，6月份收益倍率提升
表9：2小时与4小时储能系统，二季度月均收益倍率提升
05
第四监管周期输配电价变化
作为储能充电成本的重要组成部分，输配电价在第四监管周期出现结构性调整。根据国家发展改革委《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号），新周期输配电价自2026年8月1日起执行。本轮调整单一制口径下呈现“电量电价及容需量电价微涨”的特征，受电压等级与定价参数完善影响，各省变化分化明显。
对比第三、第四监管周期35kV单一制输配电价可见，多数省份第三、第四监管周期单一制输配电价变化幅度较小，部分省份涨幅较为突出：山西涨幅最高，由110.6元/MWh升至132.2元/MWh，涨幅达到19.5%；安徽涨幅达到11.3%，山东、河北、冀北涨幅超过5%。少数省份出现下降，广东、蒙西、宁夏、甘肃等略有回落；新疆、云南基本持平。
输配电价变化对储能的影响主要体现在充电成本与收益模型两端。独立储能充电时按单一制缴纳输配电价、系统运行费及上网环节线损（参考《国家发展改革委、国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知》【发改价格〔2026〕114号】），本表输配电价上行的山西、安徽、山东、河北、冀北等省份将直接抬高储能充电成本，压缩峰谷套利的净价差；而广东、蒙西、宁夏等下降省份则边际利好。另一方面，第四监管周期补充了35千伏及以上单一制档位，高电压等级（110kV/220kV+）输配电价明显下降，利好高压侧大型储能；同时本轮补齐各电压等级单一制定价，解决了独立储能此前35kV及以上定价参数缺失的痛点，使全周期财务模型与充电成本测算更精准。需注意的是，2026年新能源全面入市推动系统运行费普遍上涨，与35kV及以下的低电压等级输配电价上涨叠加，挤压了规划容量较小且低电压接入的项目的收益空间，预计未来项目规划将逐渐向“高电压等级+长时储能”转变，盈利模式由单一的电能量套利转向“电能量套利+容量补偿+辅助服务”的多收益叠加模式。
表10：第三、第四监管周期输配电价对比
图3：第四监管周期输配电价对比
06
智能策略
飔合科技构建了一套覆盖每日申报、交易出清、收益复盘和实际执行的完整策略体系，支持实时策略与收益预估的联动调度，可通过接口对接完成自动响应。系统化的智能策略解决方案已具备策略生成–参数输出–模拟评估–收益闭环的一体化能力，可为储能资产提供稳定、可复制、可扩展的智能决策支撑。
图4：现货价格预测及实际出清结果情况
图5：日前策略申报
图6：策略能力分析
