全球储能经济性跟踪——2026年10月
电力现货峰谷价差是判断储能景气度变化的重要前瞻指标。我们认为，相较于储能招标、排产、装机等指标，电力现货峰谷价差更能前瞻性地反映电力系统对储能灵活性调节能力的需求。在市场化程度较高的电力市场中，峰谷价差既反映电力供需的时段性错配，也直接影响储能现货套利收益。随着电力市场化改革推进，储能投资有望逐步由政策驱动转向市场驱动，电价信号的重要性持续提升。本系列报告将定期跟踪中国各省份及海外重点市场的电力现货峰谷价差，研判全球储能经济性及区域景气度变化趋势。
2026年10月，中国各省电力现货峰谷价差延续分化，南方部分省份价差明显扩大，独立储能经济性呈现显著区域差异。从4小时峰谷价差来看，受水电和新能源出力波动影响，广东、广西、云南等省份10月价差环比明显扩大；江西、山西等省份亦维持较高水平；而山东、辽宁、吉林等部分省份价差同比有所收窄。在100MW/400MWh独立储能项目假设下，蒙西、辽宁、吉林、海南等地区经济性相对较好。整体来看，各省电价信号及收益机制差异显著，储能投资机会有望进一步向高价差、高收益地区集中。
2026年10月，欧洲主要国家电力现货峰谷价差同比整体扩大，英国、意大利维持较高水平，储能套利环境持续改善。英国、德国、意大利10月4小时峰谷价差分别约为109、140、169欧元/MWh，其中英国、意大利同比明显扩大，德国虽环比有所回落，但仍处于相对较高水平。欧洲新能源渗透率持续提升，叠加天然气价格及发电出力波动，电力现货市场价差维持较高水平，有利于改善储能项目的现货套利收益。
2026年10月，美国加州、德州电力现货峰谷价差整体处于较低水平，储能套利收益短期承压。加州、德州10月4小时峰谷价差分别约为45、43美元/MWh。2026年以来，加州峰谷价差持续处于相对低位，储能装机快速增长对日内电价波动的平抑作用逐渐显现；德州价差波动较大，但年内多数月份低于历史高波动年份。整体来看，美国储能现货套利收益呈现区域分化，需关注储能渗透率提升、电力供需变化及辅助服务市场对项目收益的影响。
风险提示：1、原材料价格大幅波动风险；2、电力市场化改革及储能政策变动风险；3、海外能源价格及气候波动风险；4、模型测算假设与实际运行偏差风险。
