分时电价松绑：储能行业的“生死第一问”

文/武魏楠

2025年11月18日，四川甩出一张重磅牌——《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》。文件明确：除7、8月外，工商业用户全年十个月将不再执行政策性峰谷分时电价，未来电价时段、峰谷差由用户与售电公司自行谈、市场自己定。

储能行业最害怕的一幕真的来了。

过去几年，工商业储能之所以能在全国狂飙式扩张，核心逻辑只有一个：固定峰谷差套利。而四川这一刀，直接“釜底抽薪”——峰谷差不再稳定，储能收益将完全暴露在真实供需与现货波动面前。

有人直言：“四川这一下，把全国储能行业的遮羞布扯掉了。”

现行政策：

工商储“保护伞”

分时电价是指将一天24小时划分为尖峰、峰、平、谷（或深谷）等时段，按时段不同电价收取电费。

传统分时电价政策主要由政府根据负荷时段和系统成本制定，用以引导用户削峰填谷、促进新能源消纳。

目前，多数地区分时电价由地方发改部门规定时段和浮动比例，调整频次少、灵活性低，缺乏实时市场信号。虽然分时电价对错峰用电起到了积极作用，但其固定性也产生了问题。

这种“指令性”定价模式在一定程度上为工商侧储能提供了固定的利润预期（或称“价格保险”）：电网通过保证固定峰谷差，使得储能系统可以相对低风险地在谷时充电、峰时放电获取收益。

在传统模式下，这部分差值主要由政策设定并保障，使得储能套利收益相对稳健。但是，这样钳制式的分时结构也意味着零售价格很难与真实市场供需变化同步，忽略了电力市场供需变化，限制了电力市场的深化改革和效率提升。

其次，固定时段可能与实际负荷曲线不匹配，例如很多地区夏季晚高峰的时段设定为17-22点，但从实际情况来看，夏季电网用电负荷高峰往往会延长至23:00。

简言之，现行分时电价在一定程度上“保护”了工商储能的传统套利模式，但牺牲了价格信号的真实性和市场化程度。

四川探索：

市场化尝试

《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》核心内容之一即除夏季7、8月外，其余10个月工商用户电价全面由市场形成。

这意味着，除了少数高温尖峰时段外，零售企业可与用户根据批发市场价格信号协商签订分时电价合同，实现电价时段与价格全开放。

四川省发展改革委此前发布的2025年分时电价调整通知（川发改价格〔2025〕185号）已初步体现了这种思路：夏季高峰时段延长2小时，冬季取消尖峰电价，新增“灵活尖峰”机制——连续三日高温（≥35℃）时自动启动尖峰电价。

更重要的是，此次改革明确提出要建立分时电价动态调整机制，按年评估并结合市场形势动态调整政策。

四川的改革思路意味着，政府不再锁定用户侧的峰谷价差，零售合同电价时段的灵活化与市场化。这意味着市场供需关系、暑冬差和临时电力紧张情况才决定价格走势，从而更有效利用资源。

例如四川对2025年夏季的峰谷时段进行了调整：将高峰段由每天17:00-22:00延长到11:00-18:00和20:00-23:00两段，将低谷集中在夜间1:00-7:00；并建立灵活尖峰机制：7、8月每天13:00-14:00、21:00-23:00为尖峰电价时段，其他月份连续三日高温时也将启动尖峰电价。

这类调整更贴近实际负荷变化，并通过气象预报等方式提前公布尖峰信息，方便用户调整生产负荷。

据相关部门表示，分时电价政策调整将大量高峰负荷转移至价格较低的夏季，可让用户合理安排生产、全年用电价格下降。总体而言，四川此轮改革在分时电价顶层设计上迈出了向市场化深入的重要一步。

现货价格与

分时电价融合

作为最早开展电力现货市场建设试点并现货市场转正的省份之一，山东省在电力现货市场与分时电价联动上提供了有益借鉴。

山东电力现货市场自2024年正式运行以来，在制定分时电价传导机制方面进行了创新。国家能源局山东监管办报道指出，山东实施“现货市场分时电价全链条传导机制”，以现货市场分时价格信号为指导，同步优化分时零售套餐约束、调整分时电价浮动比例和峰谷时长等参数，使现货市场价格信号有效传导给终端用户。

简言之，山东根据实时市场价格动态调整零售时段和价格。

现货价格对于引导负荷有着重大作用。2023年夏季高峰电价飙升时，山东通过价格激励煤电机组提高发电能力270万千瓦，独立储能也在尖峰时段充分放电，同时引导市场化用户夜晚高峰时段负荷向低谷时段转移约200万千瓦，有力保障了供电安全。在电力需求低迷的午间，现货市场低价信号激励煤电机组大幅降载371万千瓦，分时电价机制又引导用户在11:00-14:00午间深谷时段填谷500万千瓦，极大促进了新能源消纳。

山东还创新提出独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的三元盈利模式，体现了对储能多元价值的市场化认可。

山东实践表明，通过将批发市场价格信号反馈到零售端，可使分时电价制度更灵活、更符合供需变化。

山东2025年4月对35千伏一般工商业用户实施“五段式”电价：尖峰电价达到1.20元/度，深谷电价降至0.25元/度，峰谷价差达0.95元/度。

这样宽阔的价差在政策引导下完成，但市场角色日益凸显：用户在峰高谷低之间自主调节消费，储能则响应市场价差参与套利和调峰。

此外，江苏、浙江等地也在调整分时时段和峰谷比例，借鉴市场规律优化用电侧时段配置。可以预见，未来分时电价将更加多样化和动态化：分时套餐或根据用户类型、行业特点设计，价格更频繁地随市场波动调整，实现批发价与零售价的及时联动。

分时电价积极向现货价格靠拢，能够更充分地调动用户和储能资源参与需求响应和新能源消纳。

工商储重构

在分时电价深化市场化背景下，工商业储能的盈利模式将发生根本转变。

现在的储能（尤其是工商储）依赖政府规定的峰谷价差“保本获利”：峰时高价放电、谷时低价充电，投资回报相对可控。新政策下，峰谷时段和幅度不再固定，储能面对的是不断波动的现货电价和更灵活的分时电价合同。这就要求储能运营商具备更高的专业能力和风险管理能力。

具体而言，未来储能投资应积极融入全链条市场。储能项目必须参与现货市场，在15分钟级别的结算中捕捉电价波动差价，同时配合辅助服务（如调频、需求响应等）获取额外收入。山东已经建立了以电能量收益、容量补偿和可租赁收益为一体的市场化机制，为储能提供了多元化盈利路径。

在用户侧，售电公司需要结合批发市场交易策略与零售合同设计，为用户提供定制化的分时电价方案，并通过用户侧的“光储荷”协同优化（光伏发电+储能+需求响应）来平抑风险并提升效益。储能运营方可能与负荷聚合商、虚拟电厂相结合，将分散的储能和可调负荷打包参与市场竞价。

总之，离开了“固定套利”的保底模式，工商储当前火热的市场势必会迎来降温。这将会类似光伏曾经面临的“531”和“136号文”带来的巨大冲击。无论是动态调整并合理安排充放电时间，还是对冲中长期合同与现货市场价格风险，优化资产调度……都是当前储能企业没有经历过的考验。

未来的市场会奖励那些技术领先、风控完善、能提供灵活服务的运营商；而依赖固定价差的粗放型模式将难以为继。

面对新能源接入加速和电力交易市场化深化的背景，分时电价正从传统的行政定价走向与现货市场深度联动。事实证明，将分时电价与现货价格信号对接，有助于调动用户和储能参与新能源消纳和负荷平衡。

在这一大趋势下，工商业储能的商业模式必然要重构，分时电价将日益市场化，对于储能投资者和运营商而言，是提升自身应对价格风险的能力、获取机会的关键。

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