2026年春节期间，河南、河北、四川等多省出现了零电价、负电价。1月，辽宁负电价时长近300小时，这些痛点正加速推进储能为主导的新型电力时代的到来。

业内人士预测，未来3到5年，储能市场，尤其是电网侧大型储能将迎来爆发式增长，分布式光伏配储能、微电网、虚拟电厂的发展也将“马力全开”。

电力市场改革的必然

2月15日，河南出现13小时零电价；

2月21日，河北冀南电网零电价时长达17小时；

2月18日，广东迎来7小时负电价。

今年1月，辽宁负电价时长近300小时；

去年12月，黑龙江连续13日零电价。

负电价下，电力市场的供需矛盾与调节短板一览无遗。

这一现象由多重因素叠加导致。

首先是供需的时空错配，春节期间工业企业停工，工业用电负荷大幅腰斩，同期，多地晴好天气推动光伏出力达峰，冬季大风让风电出力居高不下，电力供应短时间内严重过剩。

这一现象在东北地区更为明显，主因在于当地供暖硬性需求。比如黑龙江180天的供暖需求，要求热电持续运行，不根据电力供需调整出力。当风电出力骤增、热电联产机组无法降负荷时，电力供给很容易严重过剩。

其次是交易规则的调整，去年以来，多省将发电报价范围从0-1500元/兆瓦时扩至-100到1500元/兆瓦时，如辽宁 2026 年 1 月起实施的电力市场配套细则，正式将申报和出清价格下限设为 - 0.1 元 / 千瓦时；山东早在改革前便允许现货市场出现负电价，2026 年新版电力市场规则进一步完善了相关机制；河南、河北、广东等春节期间出现零电价、负电价的省份，也均在去年底完成交易规则修订，纳入了负电价报价范围。

同时，技术调节能力不足。虽然国内部分区域已探索省间电力互济模式，如华中区域出台东四省电力互济交易细则，将储能纳入调节资源范畴，但全国范围内省间壁垒仍未完全打破。新能源大发的省份无法将富余电力高效输送至仍有需求的地区，供需错配问题难以通过跨区调配缓解。

而火电机组方面，即便行业已出现可实现 90 分钟热态启动至满负荷的高效机组，但多数传统煤电机组启停成本仍高达数百万元，且启停过程易出现热应力不均等问题，这也让火电企业在负荷低谷时，不得不选择以负电价维持运行，而非停机止损。

储能迎来重磅利好

对于储能从业者而言，电力市场的价格波动，正是行业重磅利好的重要征兆，储能的市场价值与发展机遇被彻底激活。

首先，储能的市场主体地位彻底明确，114号新规允许储能作为独立主体参与全品种市场交易，打破了此前的参与限制。盈利模式也从单一的峰谷套利，升级为容量补偿、辅助服务、能量交易的多元收益结构，在并网和调度层面，也为储能扫清障碍，大幅缩短投资回报周期。

其次，市场需求迎来爆发式增长已成定局。业内专家预测，储能市场未来3-5年必然爆发式增长，其中电网侧大型储能是核心增长点。而分布式端，“光储充一体化”成为主流趋势，单独的用户侧储能逐渐被市场淘汰，这为储能企业的产品布局和模式创新指明了方向。

再者，现货市场的价格波动为储能创造了巨大套利空间。负电价、零电价时段正是储能充电的黄金窗口期，企业可在低价时段储电，在电价高峰时放电，峰谷价差的拉大让储能的盈利潜力大幅提升。同时，电力系统对调节能力的迫切需求，让储能的调峰、调频等辅助服务价值凸显，成为电网稳定运行的关键支撑。

此外，全国统一电力大市场的建设推进，以及23个省份明确独立储能可参与现货交易的政策落地，让储能的市场边界不断拓宽，跨省跨区的交易机会逐步显现，为储能企业的全国化布局提供了可能。