“山東的‘五段式’電價讓我們的儲能項目峰谷套利空間翻倍，而浙江的新電價政策卻讓收益直接打七折，不同省份的政策差異，讓企業(yè)布局時得精打細算。”江蘇瓦特儲能技術公司負責人徐東的感慨，道出了當前儲能行業(yè)的普遍困惑。
今年以來，我國多地相繼出臺分時電價優(yōu)化政策，通過調整時段劃分、浮動比例、執(zhí)行范圍等核心要素，用價格杠桿引導電力資源配置。一場以“市場化定價、動態(tài)化調整”為核心的分時電價改革，正徹底重構儲能行業(yè)的發(fā)展邏輯。曾經依賴固定峰谷價差套利的儲能產業(yè)，如今站在“政策托底退坡、市場競爭提速”的十字路口，如何在波動的價格信號中尋找新的盈利路徑，成為全行業(yè)的核心命題。
電價信號引導產業(yè)布局
“以前峰谷價差小，儲能項目回本難；現(xiàn)在山東的深谷電價低至0.2元/千瓦時，尖峰電價沖到1.2元/千瓦時，最大價差近1元，我們的工商業(yè)儲能項目回收周期能縮短2—3年。”山東省青島市某儲能電站運營總監(jiān)王磊給中國城市報記者算了一筆“收益賬”。作為電力市場化改革的先鋒，山東省2025年全面推行“五段式”分時電價，將全天劃分為尖、峰、平、谷、深谷五個時段，工商業(yè)用戶尖峰電價較平段上浮100%，深谷電價下浮90%。
與山東“拉大價差”的思路不同，四川省的電價新政更側重與電力現(xiàn)貨市場銜接。日前，四川省發(fā)展改革委聯(lián)合四川省能源局、四川省能監(jiān)辦發(fā)布《2026年電力市場交易總體方案（征求意見稿）》，明確除夏季高溫時段外，零售企業(yè)可與用戶根據(jù)批發(fā)市場價格信號協(xié)商簽訂分時電價合同，實現(xiàn)電價時段與價格全開放。這一改革打破了傳統(tǒng)固定峰谷差的“價格保險”，讓市場供需關系成為電價走勢的核心決定因素。此前四川省已通過動態(tài)調整機制試水，將2025年夏季高峰時段延長至11：00—18：00和20：00—23：00兩段，并建立靈活尖峰機制，連續(xù)三日高溫即自動啟動尖峰電價，讓價格信號更貼合實際負荷變化。
江蘇則以“擴圍+放權”為核心優(yōu)化電價政策，將分時電價執(zhí)行范圍擴大到幾乎所有工商業(yè)用戶，同時賦予100千伏安以下用戶自主選擇是否執(zhí)行的權利。針對新能源消納需求，江蘇增設午間谷時段，夏季11：00—13：00、春秋季10：00—14：00執(zhí)行谷段電價，引導用戶在光伏大發(fā)時段增加用電。南京一家酒店的案例頗具代表性，該酒店高峰時段日用電量1.76萬度，配置9兆瓦/18兆瓦時儲能后，通過“谷充峰放”每年可節(jié)約電費367萬元，輕松覆蓋分時電價執(zhí)行后增加的成本。
浙江的電價新政則引發(fā)了行業(yè)對收益預期的重新考量。2025年10月發(fā)布的征求意見稿顯示，工商業(yè)分時電價浮動比例調整為尖峰：高峰：平段：低谷：深谷=2.05：1.85：1：0.4：0.2，同時將午間低谷時段延長1小時，導致儲能“兩充兩放”模式變?yōu)椤耙黄焦纫环骞取蹦Ｊ健Ｒ試W浙江今年9月大工業(yè)電價測算，儲能項目加權電價價差從0.8337元/千瓦時降至0.5961元/千瓦時，降幅達28.5%，工商業(yè)儲能收益率直接打七折。“這意味著我們必須重新測算項目經濟性，部分已規(guī)劃的小型項目可能會暫緩。”浙江某儲能集成商負責人告訴中國城市報記者。
行業(yè)發(fā)展遭遇“成長煩惱”
分時電價松綁在為儲能行業(yè)打開規(guī)模化發(fā)展窗口的同時，也帶來了前所未有的市場考驗，行業(yè)正經歷“政策紅利退坡”與“市場機遇擴容”的雙重交織。
政策松綁釋放的市場空間已然顯現(xiàn)。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至今年9月底，我國新型儲能裝機規(guī)模突破1億千瓦，占全球總裝機比例超40%，躍居世界第一。從應用實效看，山東100兆瓦/200兆瓦時儲能項目通過“兩充兩放”策略，年收益達2000萬元；2025年前三季度，全國新型儲能等效利用小時數(shù)約770小時，同比增加120小時，云南、浙江、江蘇等省份調用情況良好，調節(jié)價值持續(xù)凸顯。
但市場轉型的陣痛同樣尖銳。中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎直言行業(yè)核心困境：“國外部分地區(qū)高峰電價可達10元/千瓦時，我國省內現(xiàn)貨市場最高電價僅1.5元/千瓦時，峰谷套利空間被明顯壓縮。”更嚴峻的是，現(xiàn)貨市場極端價格現(xiàn)象頻發(fā)，今年4月山東分布式光伏現(xiàn)貨交易均價跌至0.0159元/千瓦時，浙江甚至出現(xiàn)全天-0.2元/度的負電價，讓依賴價差收益的儲能項目面臨盈利不確定性風險。
行業(yè)還面臨多重結構性瓶頸。成本方面，盡管頭部企業(yè)儲能系統(tǒng)成本有所下降，但中小企業(yè)項目初始投資仍偏高，10萬千瓦時級項目初始投資約1.2億元，部分地區(qū)回收周期長達8年；技術方面，76.4%的儲能項目時長集中在2小時，跨日、跨季節(jié)調峰的長時儲能技術仍處于示范階段，難以滿足電力系統(tǒng)深度調節(jié)需求；機制方面，部分地區(qū)儲能并網難、調度難問題突出，跨省跨區(qū)交易壁壘未破，調峰、備用等輔助服務價值難以充分體現(xiàn)。
“中長期市場與現(xiàn)貨市場之間的聯(lián)動鴻溝是當前核心挑戰(zhàn)。”彭澎進一步對中國城市報記者分析，中長期價格調整機制難以跟上現(xiàn)貨市場的瞬息萬變，導致儲能項目風險對沖能力不足，“一個無法與現(xiàn)貨市場同頻共振的中長期市場，其規(guī)避風險、穩(wěn)定預期的功能將受到質疑”。
技術創(chuàng)新與機制完善雙輪驅動
面對政策紅利與現(xiàn)實挑戰(zhàn)，儲能行業(yè)該如何破局？業(yè)內專家普遍認為，需以技術創(chuàng)新破解成本瓶頸，以機制完善穩(wěn)定收益預期，推動行業(yè)從“政策驅動”向“市場驅動”轉型。
“電價新政是儲能產業(yè)發(fā)展的‘指揮棒’，企業(yè)不能被動適應，而要主動調整發(fā)展策略。”彭澎建議，儲能企業(yè)應根據(jù)不同省份的電價特點優(yōu)化項目布局，在山東、江蘇等價差較大地區(qū)重點布局用戶側、電網側儲能；在四川等現(xiàn)貨市場起步地區(qū)，探索“儲能+新能源”一體化模式；在浙江等價差收窄地區(qū)，聚焦長時儲能技術研發(fā)和多收益模式創(chuàng)新。同時，企業(yè)要加強與電力用戶的深度合作，通過“定制化儲能服務”提升項目收益率。
技術創(chuàng)新是降低成本的核心路徑。《新型儲能規(guī)模化建設專項行動方案（2025—2027年）》明確提出，2027年全國新型儲能裝機規(guī)模要達到1.8億千瓦以上，帶動直接投資約2500億元。要實現(xiàn)這一目標，需加快推動電芯容量升級、長時儲能技術工程化應用。一位業(yè)內人士告訴中國城市報記者：“儲能正從配套角色蛻變?yōu)閮r值引擎，只有通過技術創(chuàng)新降低成本、提升效率，才能在市場化競爭中立足。”目前，300兆瓦級壓縮空氣儲能、100兆瓦級液流電池儲能項目已實現(xiàn)并網，鈉離子電池等新技術也在加速商業(yè)化。
商業(yè)模式創(chuàng)新能有效拓寬盈利空間。除了傳統(tǒng)峰谷套利，行業(yè)正積極探索多元收益路徑：廣東儲能項目通過參與需求響應獲得額外收益；江蘇“儲能+綠電交易”模式讓項目收益提升20%以上；山東虛擬電廠整合分布式儲能資源，通過聚合調度參與電網調峰。彭澎補充道：“要鼓勵儲能參與輔助服務市場，健全調峰、備用、黑啟動等服務的價格形成機制，讓儲能的多元價值得到充分體現(xiàn)。”
政策機制完善是行業(yè)健康發(fā)展的保障。專家建議，應建立分時電價動態(tài)調整機制，根據(jù)新能源出力和用電負荷變化及時優(yōu)化時段劃分和價差；加快建立市場化容量補償機制，明確儲能獨立市場地位；完善跨省跨區(qū)儲能交易規(guī)則，促進資源優(yōu)化配置。上述業(yè)內人士表示：“要制定價格規(guī)范準則，嚴禁低價傾銷，建立企業(yè)信用評價體系，避免盲目擴張和低水平重復建設，營造健康可持續(xù)的市場環(huán)境。”
“儲能產業(yè)已進入市場化競爭的深水區(qū)，政策的作用從‘直接扶持’轉向‘搭建平臺’。”彭澎強調，未來企業(yè)需提升市場預判與成本控制能力，通過技術創(chuàng)新降低度電成本，借助虛擬電廠等模式聚合分散資源，在電力市場中主動爭取收益。隨著新型電力系統(tǒng)建設的深入推進，儲能作為核心調節(jié)資源的戰(zhàn)略地位愈發(fā)凸顯，在政策引導與市場競爭的雙重驅動下，儲能產業(yè)唯有以技術創(chuàng)新突破瓶頸、以機制完善釋放價值，才能在市場化浪潮中站穩(wěn)腳跟。
信息來源：國家能源局