广东电力交易中心近日发布《广东电力市场2026半年报告》，数据显示，储能已成为广东电力市场发展最快的板块之一，但从整体收益规模看，仍处于"单位价差高、总盘子小"的早期阶段。

装机规模高速增长。今年上半年，广东电力市场交易规模达3204.5亿千瓦时，同比增长8.8%；其中，市场直接交易电量2413.0亿千瓦时，同比增长16.2%，市场建设与绿色转型取得新进展。

截至2026年6月底，广东蓄能及储能统调装机容量达1524.1万千瓦，同比增长45.4%，为各类电源中增速最高，占全省总装机的5.5%。

市场参与主体持续扩容。截至6月底，累计注册经营主体141725家，同比增长23.1%，年内新增7667家。其中，独立储能经营主体年内新增13家，累计达28家，25家已参与电能量市场交易。中长期交易发挥稳定价格预期作用，约九成市场电量通过中长期合约提前覆盖，现货价格日前单日均价在0.0907—0.6779元/千瓦时之间波动，反映能源价格和电力供需变化。

绿电交易渠道进一步拓宽。上半年，省内绿电交易成交39.7亿千瓦时，南方区域跨省“点对点”绿电交易广东侧成交7.1亿千瓦时，跨经营区“点对点”绿电交易广东侧成交2.1亿千瓦时。广东在南方区域内率先推出分时绿电交易，实现绿电生产与消费“小时级”精准匹配及溯源，满足出口外向型企业需求。

中长期与现货交易两端发力。上半年，独立储能中长期市场交易电量1.9亿千瓦时。现货市场方面，独立储能及抽水蓄能日前市场成交充电（抽水）电量11.1亿千瓦时、放电（发电）电量9.5亿千瓦时，放电-充电价差0.2318元/千瓦时；实时市场充电12.1亿千瓦时、放电9.7亿千瓦时，价差0.2037元/千瓦时，价差信号有效引导储能"低充高放"。

结算收益初步显现，两种模式差距明显。上半年独立储能及抽水蓄能充电电量共18.4亿千瓦时（均价0.3455元/千瓦时），放电电量14.8亿千瓦时（均价0.4756元/千瓦时），总结算电费0.64亿元。其中，仅参与电能量市场的独立储能价差达0.1994元/千瓦时，结算电费0.78亿元；而同时参与电能量及调频市场的独立储能，充放价差被压缩至0.0416元/千瓦时，电能量端结算电费为-0.14亿元（不含辅助服务市场收益）。这意味着，是否叠加辅助服务参与模式，直接决定了储能在电能量市场上是赚是亏。

横向对比可以发现，储能不算"赚得少"，而是"盘子太小"。 若把储能放在整个市场里比较，会发现另一番图景。

从度电价格看，储能放电均价0.4756元/千瓦时，高于煤电（0.3892元）、新能源（0.2690元），接近气电水平（0.6614元），说明储能卖电本身能拿到不错的价格。

制图：太瓦储能

从度电利润看，储能放电-充电价差0.1301元/千瓦时（全口径平均），是零售环节售电公司平均度电获利（0.0039元/千瓦时）的30多倍，单位盈利能力在市场各环节中名列前茅。

但储能放电电量14.8亿千瓦时，仅占全市场结算电量（2413亿千瓦时）的0.6%左右，远不及煤电（1799.7亿千瓦时）、气电（446.3亿千瓦时）的体量。也就是说，储能"每度电很能赚"，但"能赚钱的电量太少"，总收益因此显得不起眼。

政策端持续完善。国家发改委、国家能源局近期印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制，为储能中长期投资回收提供制度保障，广东下半年将结合国家统一电力市场建设要求，推进负荷类虚拟电厂等参与现货交易，同步推动相关机制落地。

总体来看，广东储能市场正从"规模扩张"向"价值发现"过渡。度电价差已经证明储能的市场竞争力，真正的瓶颈在于入市电量规模，以及"纯套利"与"套利+调频"两种商业模式之间的收益分配逻辑仍待厘清。