“山東的‘五段式’電價(jià)讓我們的儲能項目峰谷套利空間翻倍，而浙江的新電價(jià)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(shí)得精打細算?！苯K瓦特儲能技術(shù)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(lái)，我國多地相繼出臺分時(shí)電價(jià)優(yōu)化政策，通過(guò)調整時(shí)段劃分、浮動(dòng)比例、執行范圍等核心要素，用價(jià)格杠桿引導電力資源配置。一場(chǎng)以“市場(chǎng)化定價(jià)、動(dòng)態(tài)化調整”為核心的分時(shí)電價(jià)改革，正徹底重構儲能行業(yè)的發(fā)展邏輯。曾經(jīng)依賴(lài)固定峰谷價(jià)差套利的儲能產(chǎn)業(yè)，如今站在“政策托底退坡、市場(chǎng)競爭提速”的十字路口，如何在波動(dòng)的價(jià)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(jià)信號引導產(chǎn)業(yè)布局

“以前峰谷價(jià)差小，儲能項目回本難；現在山東的深谷電價(jià)低至0.2元/千瓦時(shí)，尖峰電價(jià)沖到1.2元/千瓦時(shí)，最大價(jià)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?！鄙綎|省青島市某儲能電站運營(yíng)總監王磊給中國城市報記者算了一筆“收益賬”。作為電力市場(chǎng)化改革的先鋒，山東省2025年全面推行“五段式”分時(shí)電價(jià)，將全天劃分為尖、峰、平、谷、深谷五個(gè)時(shí)段，工商業(yè)用戶(hù)尖峰電價(jià)較平段上浮100%，深谷電價(jià)下浮90%。

與山東“拉大價(jià)差”的思路不同，四川省的電價(jià)新政更側重與電力現貨市場(chǎng)銜接。日前，四川省發(fā)展改革委聯(lián)合四川省能源局、四川省能監辦發(fā)布《2026年電力市場(chǎng)交易總體方案（征求意見(jiàn)稿）》，明確除夏季高溫時(shí)段外，零售企業(yè)可與用戶(hù)根據批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格信號協(xié)商簽訂分時(shí)電價(jià)合同，實(shí)現電價(jià)時(shí)段與價(jià)格全開(kāi)放。這一改革打破了傳統固定峰谷差的“價(jià)格保險”，讓市場(chǎng)供需關(guān)系成為電價(jià)走勢的核心決定因素。此前四川省已通過(guò)動(dòng)態(tài)調整機制試水，將2025年夏季高峰時(shí)段延長(cháng)至11：00—18：00和20：00—23：00兩段，并建立靈活尖峰機制，連續三日高溫即自動(dòng)啟動(dòng)尖峰電價(jià)，讓價(jià)格信號更貼合實(shí)際負荷變化。

江蘇則以“擴圍+放權”為核心優(yōu)化電價(jià)政策，將分時(shí)電價(jià)執行范圍擴大到幾乎所有工商業(yè)用戶(hù)，同時(shí)賦予100千伏安以下用戶(hù)自主選擇是否執行的權利。針對新能源消納需求，江蘇增設午間谷時(shí)段，夏季11：00—13：00、春秋季10：00—14：00執行谷段電價(jià)，引導用戶(hù)在光伏大發(fā)時(shí)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(shí)段日用電量1.76萬(wàn)度，配置9兆瓦/18兆瓦時(shí)儲能后，通過(guò)“谷充峰放”每年可節約電費367萬(wàn)元，輕松覆蓋分時(shí)電價(jià)執行后增加的成本。

浙江的電價(jià)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(jiàn)稿顯示，工商業(yè)分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)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(shí)將午間低谷時(shí)段延長(cháng)1小時(shí)，導致儲能“兩充兩放”模式變?yōu)椤耙黄焦纫环骞取蹦Ｊ?。以國網(wǎng)浙江今年9月大工業(yè)電價(jià)測算，儲能項目加權電價(jià)價(jià)差從0.8337元/千瓦時(shí)降至0.5961元/千瓦時(shí)，降幅達28.5%，工商業(yè)儲能收益率直接打七折?！斑@意味著(zhù)我們必須重新測算項目經(jīng)濟性，部分已規劃的小型項目可能會(huì )暫緩?！闭憬硟δ芗缮特撠熑烁嬖V中國城市報記者。

行業(yè)發(fā)展遭遇“成長(cháng)煩惱”

分時(shí)電價(jià)松綁在為儲能行業(yè)打開(kāi)規?；l(fā)展窗口的同時(shí)，也帶來(lái)了前所未有的市場(chǎng)考驗，行業(yè)正經(jīng)歷“政策紅利退坡”與“市場(chǎng)機遇擴容”的雙重交織。

政策松綁釋放的市場(chǎng)空間已然顯現。國家能源局數據顯示，截至今年9月底，我國新型儲能裝機規模突破1億千瓦，占全球總裝機比例超40%，躍居世界第一。從應用實(shí)效看，山東100兆瓦/200兆瓦時(shí)儲能項目通過(guò)“兩充兩放”策略，年收益達2000萬(wàn)元；2025年前三季度，全國新型儲能等效利用小時(shí)數約770小時(shí)，同比增加120小時(shí)，云南、浙江、江蘇等省份調用情況良好，調節價(jià)值持續凸顯。

但市場(chǎng)轉型的陣痛同樣尖銳。中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書(shū)長(cháng)彭澎直言行業(yè)核心困境：“國外部分地區高峰電價(jià)可達10元/千瓦時(shí)，我國省內現貨市場(chǎng)最高電價(jià)僅1.5元/千瓦時(shí)，峰谷套利空間被明顯壓縮?！备鼑谰氖?，現貨市場(chǎng)極端價(jià)格現象頻發(fā)，今年4月山東分布式光伏現貨交易均價(jià)跌至0.0159元/千瓦時(shí)，浙江甚至出現全天-0.2元/度的負電價(jià)，讓依賴(lài)價(jià)差收益的儲能項目面臨盈利不確定性風(fēng)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)儲能系統成本有所下降，但中小企業(yè)項目初始投資仍偏高，10萬(wàn)千瓦時(shí)級項目初始投資約1.2億元，部分地區回收周期長(cháng)達8年；技術(shù)方面，76.4%的儲能項目時(shí)長(cháng)集中在2小時(shí)，跨日、跨季節調峰的長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)仍處于示范階段，難以滿(mǎn)足電力系統深度調節需求；機制方面，部分地區儲能并網(wǎng)難、調度難問(wèn)題突出，跨省跨區交易壁壘未破，調峰、備用等輔助服務(wù)價(jià)值難以充分體現。

“中長(cháng)期市場(chǎng)與現貨市場(chǎng)之間的聯(lián)動(dòng)鴻溝是當前核心挑戰?！迸砼爝M(jìn)一步對中國城市報記者分析，中長(cháng)期價(jià)格調整機制難以跟上現貨市場(chǎng)的瞬息萬(wàn)變，導致儲能項目風(fēng)險對沖能力不足，“一個(gè)無(wú)法與現貨市場(chǎng)同頻共振的中長(cháng)期市場(chǎng)，其規避風(fēng)險、穩定預期的功能將受到質(zhì)疑”。

技術(shù)創(chuàng )新與機制完善雙輪驅動(dòng)

面對政策紅利與現實(shí)挑戰，儲能行業(yè)該如何破局？業(yè)內專(zhuān)家普遍認為，需以技術(shù)創(chuàng )新破解成本瓶頸，以機制完善穩定收益預期，推動(dòng)行業(yè)從“政策驅動(dòng)”向“市場(chǎng)驅動(dòng)”轉型。

“電價(jià)新政是儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的‘指揮棒’，企業(yè)不能被動(dòng)適應，而要主動(dòng)調整發(fā)展策略?！迸砼旖ㄗh，儲能企業(yè)應根據不同省份的電價(jià)特點(diǎn)優(yōu)化項目布局，在山東、江蘇等價(jià)差較大地區重點(diǎn)布局用戶(hù)側、電網(wǎng)側儲能；在四川等現貨市場(chǎng)起步地區，探索“儲能+新能源”一體化模式；在浙江等價(jià)差收窄地區，聚焦長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)研發(fā)和多收益模式創(chuàng )新。同時(shí)，企業(yè)要加強與電力用戶(hù)的深度合作，通過(guò)“定制化儲能服務(wù)”提升項目收益率。

技術(shù)創(chuàng )新是降低成本的核心路徑?！缎滦蛢δ芤幠；ㄔO專(zhuān)項行動(dòng)方案（2025—2027年）》明確提出，2027年全國新型儲能裝機規模要達到1.8億千瓦以上，帶動(dòng)直接投資約2500億元。要實(shí)現這一目標，需加快推動(dòng)電芯容量升級、長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)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(jià)值引擎，只有通過(guò)技術(shù)創(chuàng )新降低成本、提升效率，才能在市場(chǎng)化競爭中立足?！蹦壳?，300兆瓦級壓縮空氣儲能、100兆瓦級液流電池儲能項目已實(shí)現并網(wǎng)，鈉離子電池等新技術(shù)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(guò)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(chǎng)整合分布式儲能資源，通過(guò)聚合調度參與電網(wǎng)調峰。彭澎補充道：“要鼓勵儲能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，健全調峰、備用、黑啟動(dòng)等服務(wù)的價(jià)格形成機制，讓儲能的多元價(jià)值得到充分體現?！?/span>

政策機制完善是行業(yè)健康發(fā)展的保障。專(zhuān)家建議，應建立分時(shí)電價(jià)動(dòng)態(tài)調整機制，根據新能源出力和用電負荷變化及時(shí)優(yōu)化時(shí)段劃分和價(jià)差；加快建立市場(chǎng)化容量補償機制，明確儲能獨立市場(chǎng)地位；完善跨省跨區儲能交易規則，促進(jìn)資源優(yōu)化配置。上述業(yè)內人士表示：“要制定價(jià)格規范準則，嚴禁低價(jià)傾銷(xiāo)，建立企業(yè)信用評價(jià)體系，避免盲目擴張和低水平重復建設，營(yíng)造健康可持續的市場(chǎng)環(huán)境?！?/span>

“儲能產(chǎn)業(yè)已進(jìn)入市場(chǎng)化競爭的深水區，政策的作用從‘直接扶持’轉向‘搭建平臺’?！迸砼鞆娬{，未來(lái)企業(yè)需提升市場(chǎng)預判與成本控制能力，通過(guò)技術(shù)創(chuàng )新降低度電成本，借助虛擬電廠(chǎng)等模式聚合分散資源，在電力市場(chǎng)中主動(dòng)爭取收益。隨著(zhù)新型電力系統建設的深入推進(jìn)，儲能作為核心調節資源的戰略地位愈發(fā)凸顯，在政策引導與市場(chǎng)競爭的雙重驅動(dòng)下，儲能產(chǎn)業(yè)唯有以技術(shù)創(chuàng )新突破瓶頸、以機制完善釋放價(jià)值，才能在市場(chǎng)化浪潮中站穩腳跟。

信息來(lái)源：國家能源局