“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的普遍困惑。

今年以來，我國多地相繼出臺分時電價優化政策，通過調整時段劃分、浮動比例、執行范圍等核心要素，用價格杠桿引導電力資源配置。一場以“市場化定價、動態化調整”為核心的分時電價改革，正徹底重構儲能行業的發展邏輯。曾經依賴固定峰谷價差套利的儲能產業，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，成為全行業的核心命題。

電價信號引導產業布局

“以前峰谷價差小，儲能項目回本難；現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貨市場銜接。日前，四川省發展改革委聯合四川省能源局、四川省能監辦發布《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，零售企業可與用戶根據批發市場價格信號協商簽訂分時電價合同，實現電價時段與價格全開放。這一改革打破了傳統固定峰谷差的“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”為核心優化電價政策，將分時電價執行范圍擴大到幾乎所有工商業用戶，同時賦予100千伏安以下用戶自主選擇是否執行的權利。針對新能源消納需求，江蘇增設午間谷時段，夏季11：00—13：00、春秋季10：00—14：00執行谷段電價，引導用戶在光伏大發時段增加用電。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”每年可節約電費367萬元，輕松覆蓋分時電價執行后增加的成本。

浙江的電價新政則引發了行業對收益預期的重新考量。2025年10月發布的征求意見稿顯示，工商業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”模式變為“一平谷一峰谷”模式。以國網浙江今年9月大工業電價測算，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。

行業發展遭遇“成長煩惱”

分時電價松綁在為儲能行業打開規模化發展窗口的同時，也帶來了前所未有的市場考驗，行業正經歷“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。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，調節價值持續凸顯。

但市場轉型的陣痛同樣尖銳。中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎直言行業核心困境：“國外部分地區高峰電價可達10元/千瓦時，我國省內現貨市場最高電價僅1.5元/千瓦時，峰谷套利空間被明顯壓縮。”更嚴峻的是，現貨市場極端價格現象頻發，今年4月山東分布式光伏現貨交易均價跌至0.0159元/千瓦時，浙江甚至出現全天-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。

行業還面臨多重結構性瓶頸。成本方面，盡管頭部企業儲能系統成本有所下降，但中小企業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、跨季節調峰的長時儲能技術仍處于示范階段，難以滿足電力系統深度調節需求；機制方面，部分地區儲能并網難、調度難問題突出，跨省跨區交易壁壘未破，調峰、備用等輔助服務價值難以充分體現。

“中長期市場與現貨市場之間的聯動鴻溝是當前核心挑戰。”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，“一個無法與現貨市場同頻共振的中長期市場，其規避風險、穩定預期的功能將受到質疑”。

技術創新與機制完善雙輪驅動

面對政策紅利與現實挑戰，儲能行業該如何破局？業內專家普遍認為，需以技術創新破解成本瓶頸，以機制完善穩定收益預期，推動行業從“政策驅動”向“市場驅動”轉型。

“電價新政是儲能產業發展的‘指揮棒’，企業不能被動適應，而要主動調整發展策略。”彭澎建議，儲能企業應根據不同省份的電價特點優化項目布局，在山東、江蘇等價差較大地區重點布局用戶側、電網側儲能；在四川等現貨市場起步地區，探索“儲能+新能源”一體化模式；在浙江等價差收窄地區，聚焦長時儲能技術研發和多收益模式創新。同時，企業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。

技術創新是降低成本的核心路徑。《新型儲能規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模要達到1.8億千瓦以上，帶動直接投資約2500億元。要實現這一目標，需加快推動電芯容量升級、長時儲能技術工程化應用。一位業內人士告訴中國城市報記者：“儲能正從配套角色蛻變為價值引擎，只有通過技術創新降低成本、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并網，鈉離子電池等新技術也在加速商業化。

商業模式創新能有效拓寬盈利空間。除了傳統峰谷套利，行業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。”

政策機制完善是行業健康發展的保障。專家建議，應建立分時電價動態調整機制，根據新能源出力和用電負荷變化及時優化時段劃分和價差；加快建立市場化容量補償機制，明確儲能獨立市場地位；完善跨省跨區儲能交易規則，促進資源優化配置。上述業內人士表示：“要制定價格規范準則，嚴禁低價傾銷，建立企業信用評價體系，避免盲目擴張和低水平重復建設，營造健康可持續的市場環境。”

“儲能產業已進入市場化競爭的深水區，政策的作用從‘直接扶持’轉向‘搭建平臺’。”彭澎強調，未來企業需提升市場預判與成本控制能力，通過技術創新降低度電成本，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。隨著新型電力系統建設的深入推進，儲能作為核心調節資源的戰略地位愈發凸顯，在政策引導與市場競爭的雙重驅動下，儲能產業唯有以技術創新突破瓶頸、以機制完善釋放價值，才能在市場化浪潮中站穩腳跟。

信息來源：國家能源局