2026年8月1日，河北南部电网电力现货市场正式转入运行，成为继山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江之后全国第八个进入现货市场正式运行轨道的地区。这一标志性事件意味着覆盖北方工业重镇的电力市场化改革进入深水区，对光伏电站收益测算、储能投资逻辑和工商业用户用电管理均产生深远影响。
河北南部电网自2025年3月起连续结算试运行，历经迎峰度夏、度冬及极端天气等多场景检验，机制运行平稳。经河北省人民政府批准并报国家主管部门备案，8月1日正式运行不是简单的"试运行延续"，而是市场机制成熟的标志——价格信号发现、电力供需优化配置和清洁能源消纳引导功能全面生效。
至此，8个正式运行省份覆盖的工商业用户规模已远超"试点"量级。现货市场通过日前、日内和实时多级出清，形成反映电力供需关系和电网阻塞状况的分时价格信号，午间光伏大发时段电价被压至低位、晚高峰电价大幅攀升，峰谷价差可达7至8倍。
现货市场对光伏项目收益的冲击是根本性的。过去光伏电站收益测算依赖固定上网电价，收益确定性高。现货市场环境下，光伏出力集中在午间，恰恰是电价最低的时段。
以山西现货市场实际运行数据为参照，2025年部分时段光伏出力报价已出现0.01元/度以下的极端低价。这不是极端个例，而是电力供需宽松时段的市场真实出清价格。午间光伏发电高峰期正在经历价格洼地，单纯依靠发电量乘以固定电价的传统收益模型已经失效。
行业反馈显示，配置储能的光伏项目在现货市场环境下内部收益率可从8%跃升至12%以上，而未配储能的项目收益率反而下降。光储一体化从"锦上添花"变为"生存标配"。
现货市场为储能打开了多维收益通道：
第一维：峰谷套利收益。 午间低价充电、晚高峰高价放电，价差空间较固定分时电价显著放大。
第二维：辅助服务收入。 储能参与调频、调峰辅助服务市场获取额外补偿。河北、甘肃等地已明确用户侧储能可与新能源供应方签订协议建立虚拟电厂，对内提升消纳率，对外参与电网调频调峰。
第三维：容量补偿收益。 具备顶峰保供能力的储能设备获取稳定基础补偿，不受电量市场波动影响。
多重收益叠加下，储能项目从"可选配套"升级为光伏项目经济性成立的前置条件。
与河北现货正式运行几乎同步，安徽省发改委发布非电网直供电价格政策新规，自2026年9月1日起施行。核心突破在于：商业综合体、产业园区、物业等非电网直供电场景中，配置光伏或储能设施产生的损益，由供电主体与终端用户按权责对等原则共享共摊。
过去转供电场景下，光储收益分配缺乏明确规则，开发商的峰谷套利收益常被物业截留。安徽新规为光储进入电力市场铺平道路，全国保守估计超100亿平方米的商业综合体、产业园区将受益于这一政策框架。目前多个省份正在研究类似政策。
7月29日，江苏省公布《分布式光伏发展实施方案（2026—2030年）》，走出与安徽截然不同的路径：新建工业厂房可利用屋顶光伏安装比例要求达到100%，同步设计、一体建设；2030年全省分布式光伏累计装机目标1.2亿千瓦，较2025年底翻番。
江苏强调"以荷定源"的集中汇流模式，园区统一建设光伏，绿电直连降低中间环节成本。自发自用比例越高，光伏收益越稳定，不受现货市场价格波动影响。
两条路径形成互补：安徽走市场化收益路线，通过现货市场和储能配置实现利润最大化；江苏走自发自用路线，通过高自用比例锁定收益确定性。
面对现货市场全面铺开，企业需要采取的行动包括：
重新测算存量光伏项目的现货市场环境收益率，午间低价出清对收益的影响必须纳入模型。评估储能配置的必要性，光储一体化项目的投资回报在现货市场环境下显著优于纯光伏项目。关注各省虚拟电厂和辅助服务市场准入政策，挖掘储能的多维收益空间。非电网直供电场景的企业应关注属地光储收益共享政策进展，提前与物业方沟通收益分配机制。
全国电力现货市场覆盖范围持续扩大，新能源与储能的市场化竞争格局已经形成。主动适应价格信号、优化资产配置的企业将在新一轮改革中占据先机。
四川中高新能源有限责任公司深耕电力交易、电力建设及运维业务领域，紧密跟踪全国电力现货市场改革进程与各省政策落地动态，致力于为工商业客户提供适应市场化环境的光储一体化解决方案，助力企业在现货市场新生态中实现收益最大化。
