多地出台分时电价新政 储能产业站上“转型关口”

来源：中国城市报

“山东的‘五段式’电价让我们的储能项目峰谷套利空间翻倍，而浙江的新电价政策却让收益直接打七折，不同省份的政策差异，让企业布局时得精打细算。”江苏瓦特储能技术公司负责人徐东的感慨，道出了当前储能行业的普遍困惑。

今年以来，我国多地相继出台分时电价优化政策，通过调整时段划分、浮动比例、执行范围等核心要素，用价格杠杆引导电力资源配置。一场以“市场化定价、动态化调整”为核心的分时电价改革，正彻底重构储能行业的发展逻辑。曾经依赖固定峰谷价差套利的储能产业，如今站在“政策托底退坡、市场竞争提速”的十字路口，如何在波动的价格信号中寻找新的盈利路径，成为全行业的核心命题。

电价信号引导产业布局

“以前峰谷价差小，储能项目回本难；现在山东的深谷电价低至0.2元/千瓦时，尖峰电价冲到1.2元/千瓦时，最大价差近1元，我们的工商业储能项目回收周期能缩短2—3年。”山东省青岛市某储能电站运营总监王磊给中国城市报记者算了一笔“收益账”。作为电力市场化改革的先锋，山东省2025年全面推行“五段式”分时电价，将全天划分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段，工商业用户尖峰电价较平段上浮100%，深谷电价下浮90%。

与山东“拉大价差”的思路不同，四川省的电价新政更侧重与电力现货市场衔接。日前，四川省发展改革委联合四川省能源局、四川省能监办发布《2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》，明确除夏季高温时段外，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。这一改革打破了传统固定峰谷差的“价格保险”，让市场供需关系成为电价走势的核心决定因素。此前四川省已通过动态调整机制试水，将2025年夏季高峰时段延长至11：00—18：00和20：00—23：00两段，并建立灵活尖峰机制，连续三日高温即自动启动尖峰电价，让价格信号更贴合实际负荷变化。

江苏则以“扩围+放权”为核心优化电价政策，将分时电价执行范围扩大到几乎所有工商业用户，同时赋予100千伏安以下用户自主选择是否执行的权利。针对新能源消纳需求，江苏增设午间谷时段，夏季11：00—13：00、春秋季10：00—14：00执行谷段电价，引导用户在光伏大发时段增加用电。南京一家酒店的案例颇具代表性，该酒店高峰时段日用电量1.76万度，配置9兆瓦/18兆瓦时储能后，通过“谷充峰放”每年可节约电费367万元，轻松覆盖分时电价执行后增加的成本。

浙江的电价新政则引发了行业对收益预期的重新考量。2025年10月发布的征求意见稿显示，工商业分时电价浮动比例调整为尖峰：高峰：平段：低谷：深谷=2.05：1.85：1：0.4：0.2，同时将午间低谷时段延长1小时，导致储能“两充两放”模式变为“一平谷一峰谷”模式。以国网浙江今年9月大工业电价测算，储能项目加权电价价差从0.8337元/千瓦时降至0.5961元/千瓦时，降幅达28.5%，工商业储能收益率直接打七折。“这意味着我们必须重新测算项目经济性，部分已规划的小型项目可能会暂缓。”浙江某储能集成商负责人告诉中国城市报记者。

行业发展遭遇“成长烦恼”

分时电价松绑在为储能行业打开规模化发展窗口的同时，也带来了前所未有的市场考验，行业正经历“政策红利退坡”与“市场机遇扩容”的双重交织。

政策松绑释放的市场空间已然显现。国家能源局数据显示，截至今年9月底，我国新型储能装机规模突破1亿千瓦，占全球总装机比例超40%，跃居世界第一。从应用实效看，山东100兆瓦/200兆瓦时储能项目通过“两充两放”策略，年收益达2000万元；2025年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加120小时，云南、浙江、江苏等省份调用情况良好，调节价值持续凸显。

但市场转型的阵痛同样尖锐。中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎直言行业核心困境：“国外部分地区高峰电价可达10元/千瓦时，我国省内现货市场最高电价仅1.5元/千瓦时，峰谷套利空间被明显压缩。”更严峻的是，现货市场极端价格现象频发，今年4月山东分布式光伏现货交易均价跌至0.0159元/千瓦时，浙江甚至出现全天-0.2元/度的负电价，让依赖价差收益的储能项目面临盈利不确定性风险。

行业还面临多重结构性瓶颈。成本方面，尽管头部企业储能系统成本有所下降，但中小企业项目初始投资仍偏高，10万千瓦时级项目初始投资约1.2亿元，部分地区回收周期长达8年；技术方面，76.4%的储能项目时长集中在2小时，跨日、跨季节调峰的长时储能技术仍处于示范阶段，难以满足电力系统深度调节需求；机制方面，部分地区储能并网难、调度难问题突出，跨省跨区交易壁垒未破，调峰、备用等辅助服务价值难以充分体现。

“中长期市场与现货市场之间的联动鸿沟是当前核心挑战。”彭澎进一步对中国城市报记者分析，中长期价格调整机制难以跟上现货市场的瞬息万变，导致储能项目风险对冲能力不足，“一个无法与现货市场同频共振的中长期市场，其规避风险、稳定预期的功能将受到质疑”。

技术创新

与机制完善双轮驱动

面对政策红利与现实挑战，储能行业该如何破局？业内专家普遍认为，需以技术创新破解成本瓶颈，以机制完善稳定收益预期，推动行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型。

“电价新政是储能产业发展的‘指挥棒’，企业不能被动适应，而要主动调整发展策略。”彭澎建议，储能企业应根据不同省份的电价特点优化项目布局，在山东、江苏等价差较大地区重点布局用户侧、电网侧储能；在四川等现货市场起步地区，探索“储能+新能源”一体化模式；在浙江等价差收窄地区，聚焦长时储能技术研发和多收益模式创新。同时，企业要加强与电力用户的深度合作，通过“定制化储能服务”提升项目收益率。

技术创新是降低成本的核心路径。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》明确提出，2027年全国新型储能装机规模要达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元。要实现这一目标，需加快推动电芯容量升级、长时储能技术工程化应用。一位业内人士告诉中国城市报记者：“储能正从配套角色蜕变为价值引擎，只有通过技术创新降低成本、提升效率，才能在市场化竞争中立足。”目前，300兆瓦级压缩空气储能、100兆瓦级液流电池储能项目已实现并网，钠离子电池等新技术也在加速商业化。

商业模式创新能有效拓宽盈利空间。除了传统峰谷套利，行业正积极探索多元收益路径：广东储能项目通过参与需求响应获得额外收益；江苏“储能+绿电交易”模式让项目收益提升20%以上；山东虚拟电厂整合分布式储能资源，通过聚合调度参与电网调峰。彭澎补充道：“要鼓励储能参与辅助服务市场，健全调峰、备用、黑启动等服务的价格形成机制，让储能的多元价值得到充分体现。”

政策机制完善是行业健康发展的保障。专家建议，应建立分时电价动态调整机制，根据新能源出力和用电负荷变化及时优化时段划分和价差；加快建立市场化容量补偿机制，明确储能独立市场地位；完善跨省跨区储能交易规则，促进资源优化配置。上述业内人士表示：“要制定价格规范准则，严禁低价倾销，建立企业信用评价体系，避免盲目扩张和低水平重复建设，营造健康可持续的市场环境。”

“储能产业已进入市场化竞争的深水区，政策的作用从‘直接扶持’转向‘搭建平台’。”彭澎强调，未来企业需提升市场预判与成本控制能力，通过技术创新降低度电成本，借助虚拟电厂等模式聚合分散资源，在电力市场中主动争取收益。随着新型电力系统建设的深入推进，储能作为核心调节资源的战略地位愈发凸显，在政策引导与市场竞争的双重驱动下，储能产业唯有以技术创新突破瓶颈、以机制完善释放价值，才能在市场化浪潮中站稳脚跟。