产业观察

根据CNESA DataLink 全球储能数据库不完全统计，9月，全国最大峰谷价差整体较8月有所收窄；前三季度全国系统运行费同比接近翻倍，不断走高的系统运行费正在影响工商业储能、独立储能的套利收益。

本文将结合9月最新电网代购电数据，盘点各区域储能套利情况，拆解系统运行费的构成与上涨逻辑，厘清当前储能投资需要面对的现实问题，并提出相应的实操建议与机制改革方向。

9月代购电整体情况

进入9月，全国逐步告别夏季用电高峰，负荷水平回落，全国最大峰谷价差整体较8月有所收窄，区域分化特征进一步凸显。全国最大峰谷价差大于0.6元/kWh（工商业储能套利较优区间）共计14个地区，包含广东全部5个分区、山东、重庆、天津、河南、冀北、安徽、河北南、湖南、浙江，所在区间为0.6893~1.3529元/kWh。

环比2026年8月：高温退去，执行尖峰电价省份从16个减少至6个，对价差的拉动效应减弱。

同比2025年9月：高价差省份主体基本保持不变，但内部结构出现明显分化，华南广东价差扩大，华中部分省份套利空间收缩。

峰谷价差对比分析

1.同比2025年9月

价差扩大区域：广东全域同比上涨3.0%~7.9%，最大峰谷价差全部突破1.0元/kWh，处于全国第一梯队；天津同比提升10.3%，成为北方价差表现最优省份；山东同比上涨5.6%。甘肃同比增幅极高，但电价绝对值依旧偏低，参考意义有限。

价差显著收缩区域：东北三省普遍大幅下行，辽宁降幅达31.1%；西北蒙西、宁夏、新疆同比降幅22.8%~60.2%，多数地区最大峰谷价差跌至0.4元/kWh以下；湖南、安徽虽仍处于高价差区间，但同比分别下滑16.0%、15.1%，储能套利空间有所压缩。

江苏、上海、四川、广西价差基本持平，涨跌幅控制在±3%以内。

2.环比2026年8月

受气温回落影响，全国尖峰电价整体下行，带动整体峰谷价差收窄。广东依旧保持全国最高价差水平，但尖峰电价与峰谷价差较8月小幅回落；山东、天津继续执行尖峰电价，维持较好价差水平；东北多数省份已退出尖峰时段。深谷电价仅山东、冀北、河北南网、江西保留执行；西北新能源大省谷段电价抬升，低价充电窗口明显弱化。

重点区域表现

广东全域：工商业储能套利条件全国最优，全部区域最大峰谷价差超1元/kWh，虽较8月小幅回落，经济性依旧遥遥领先。

山东：北方地区价差最高，同时具备尖峰、深谷电价，充放电时段配置完备。

天津：北方次优，价差同比提升显著，依靠尖峰电价支撑收益，无深谷电价。

河南、安徽、湖南：仍维持0.7元/kWh以上价差，但同比回落，相比去年同期价差有所下滑。

东北、西北：除甘肃统计层面高增幅外，整体价差绝对值偏低，从代理购电电价角度看，9月工商业峰谷套利经济性偏弱。

系统运行费前三季度观察

2026年9月全国代理购电系统运行费延续上涨态势，省份间分化特征突出。系统运行费直接计入购电成本，同时作用于独立储能、用户侧工商业储能，推高充电环节成本，对充放电套利收益形成直接影响，现已成为各类储能项目经济性评估中必须重点考量的核心变量。

2026年9月系统运行费现状：区域分化明显

（1）从9月费用绝对值来看，湖南0.163元/kWh、吉林0.139元/kWh、辽宁0.137元/kWh、黑龙江0.137元/kWh、广西0.125元/kWh位居全国前五，上述地区系统运行费显著高于全国一般水平；北京、湖北系统运行费为负值。

同比2025年9月，国内多数省份系统运行费大幅抬升：湖南、云南、广西、青海同比增幅分别达到4251%、3696%、545%、795%，涨幅十分显著；仅海南、宁夏、湖北、北京等少数省份同比回落。

环比2026年8月，湖南、广西、内蒙古东、新疆、浙江、四川出现明显上行；东北三省89月持续维持高位，华北、多数华东省份环比有所回落。

（2）从费用结构来看，9月系统运行费由新能源差价结算费、煤电容量电费、抽蓄容量电费、辅助服务费等其他项共同构成：

湖南、新疆、海南、云南，系统运行费主要由新能源差价结算费驱动，新能源消纳相关成本构成费用主要来源；

吉林、黑龙江、广东、甘肃，煤电容量电费占比最高，火电容量保障成本向用户侧传导；

辽宁、内蒙古东、浙江、四川等地“其他”项占比较高，受结算口径、交叉调剂等因素影响。

各地区系统运行费上涨驱动主要来自两类：一类是新能源规模扩张带来的消纳成本，一类是火电容量补偿成本，部分地区受结算调剂项扰动带来波动。

2.前三季度整体：全国系统运行费近乎翻倍，储能充电成本普遍抬升

2026年前9月全国系统运行费平均值0.068元/kWh，2025年前9月为0.035元/kWh，整体同比上涨93%，购电成本出现系统性抬升。

分区域表现：

东北三省（黑龙江、辽宁、吉林）前9月平均系统运行费处于全国第一梯队，普遍超过0.12元/kWh；

广西、安徽、陕西、天津、山西、湖南维持在0.08-0.10元/kWh区间；

北京、冀北、云南、贵州整体费用水平相对偏低。

从同比增幅来看，各省分化明显，云南777%、青海290%、广西320%、山西245%、山东243%、辽宁246%同比涨幅居全国前列。

增长驱动各有差异：黑龙江、吉林主要由煤电容量电费拉动，该项占总费用70%、75%，火电容量保障成本大幅向用户侧传导；辽宁则是新能源差价结算费与其他项共同推高整体水平。广西、陕西、山西上涨主要来自新能源差价结算费与煤电容量电费双重叠加；云南、青海等新能源高占比省份，上涨核心驱动力为新能源差价结算费。

从费用构成看，新能源差价结算费、煤电容量电费是系统运行费两大核心组成部分：

陕西、山东、海南、新疆、河南，新能源差价结算费占主导，占总费用60%~99%，新能源装机增长推高用户分摊成本；

黑龙江、吉林、湖南、甘肃、湖北，煤电容量电费占主导，占总费用62%~75%，火电容量保障成本向外传导；

部分省份两类费用叠加，进一步推高系统运行费整体水平；少数地区“其他”项占比偏高，放大月度费用波动。

系统运行费附加在购电电价之上，无论是独立储能还是工商业储能，谷段充电均需要承担该部分成本，极可能造成“账面价差可观，实际套利收益缩水”的现象。尤其是独立储能现货价差普遍低于0.5元/kWh的情况下，叠加系统运行费和充放电损耗，部分省份独立储能电站甚至出现价差倒挂的问题。

总结与建议

1.对储能投资层面

①项目收益测算不能仅参考峰谷购售电价，必须将系统运行费纳入全周期测算，参考过去12个月月度波动情况，避免单月数据带来的判断偏差；

②优选峰谷价差充足、同时系统运行费平均水平稳定可控的区域；对于价差一般、系统运行费快速攀升的地区，无论是布局独立储能还是工商业储能套利项目，均需要保持审慎；

③市场主体应当提前做好预期管理，系统运行费上行趋势明确：一是各省煤电容量电价水平持续抬升；二是辅助服务相关成本加快向用户侧疏导；三是辅助服务品类与市场需求扩容，进一步加大成本传导压力。多重因素共同作用，未来系统运行费或将持续走高。

2.对机制建设层面

①建议探索分时化系统运行费分摊模式：针对高峰、平段、低谷设置差异化的系统运行费标准，高峰用电承担更高的系统成本，低谷错峰充电适度下调分摊水平。通过价格信号还原不同时段的电网系统价值，激励独立储能、用户侧储能、可控负荷充分开展低谷充电、高峰放电，充分释放各类灵活调节资源调峰价值，实现系统成本更加公平合理的分摊。

②当前部分省份系统运行费的构成多达十余项，建议进一步优化系统运行费的构成设置，避免属性混杂、口径边界模糊的调剂杂项损益被纳入核算归集。同时，厘清储能的价值定位与费用分摊边界，储能承担顶峰保供、新能源消纳、系统安全稳定运行的调节服务，属于为系统输出正向价值的灵活性资源，并非系统扰动来源，应当明确储能无需分摊与其功能无关的不合理费用；对于储能自身产生的系统平衡成本，再按规则予以合理承担，避免将储能视同普通用电用户全额分摊全部系统运行费，以此释放新型储能调节潜力，获得合理收益。