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分時電價機制密集調整

2025年以來，江蘇、貴州、四川等多地相繼出臺分時電價新政，核心調整集中在計價基準變更和峰谷時段重構兩方面，對工商業儲能項目的傳統收益模型形成直接沖擊。

江蘇：峰谷價差收窄，增設午間谷段

政策內容：自2025年6月1日起，分時電價計價基礎由"到戶電價"改為"用戶購電價"，同步調整峰谷時段。工商業用戶峰谷價差從0.85元/千瓦時降至0.65元/千瓦時，平谷差縮窄至0.3元/千瓦時以下。

影響：原有"兩充兩放"策略收益下降25%，午間谷段（11:00-13:00）的增設使儲能調度需匹配光伏出力，技術門檻提高。江蘇某儲能集成商反饋，新政后客戶咨詢量減少30%。

江蘇新電價政策下儲能1MWh收益測算模型：



貴州：價差計算基準調整，收益率承壓

政策內容：5月16日發布的征求意見稿明確，峰谷價差僅基于上網電價浮動（平段0.4元/千瓦時，峰段上浮60%至0.64元，谷段下浮60%至0.16元），輸配電價等固定成本不再參與浮動。

影響：價差縮水33%至0.48元/千瓦時，部分工商儲項目IRR跌破6%的行業警戒線。當地某50MW/100MWh項目因收益不及預期，已暫停推進。

四川：氣象電價機制落地，調度依賴天氣條件

政策內容：7-8月執行全天10小時高峰時段，其他月份連續3天最高溫≥35℃時啟動尖峰電價（13:00-14:00、21:00-23:00）。

影響：儲能運營商需實時跟蹤氣象數據調整充放電策略，運營復雜度顯著提升。有企業測算，新政可能導致年收益波動幅度擴大40%。

傳統套利模式失效，行業面臨多重挑戰

傳統收益模型遭受沖擊：價差收窄倒逼成本控制

據山東某50MW/100MWh儲能電站數據顯示，峰谷價差每減少0.1元/千瓦時，投資回收期延長1.5年。當前價差水平下，部分項目全生命周期收益已無法覆蓋運維及財務成本。

分時電價新政的出臺，貴州、江蘇等地工商業儲能項目普遍面臨IRR下滑壓力，對于部分投資者而言，逐漸開始轉向政策穩定性更高的長時儲能領域。

技術門檻升級：動態調度能力成關鍵

從四川這一政策來看，假使某儲能電站因未及時響應氣象電價調整規則，錯失尖峰時段放電機會，單日損失潛在收益超2萬元。

從而需要更精準的技術，高頻次充放電策略、實時氣象數據接入系統成為剛需，傳統的"一刀切"調度模式被淘汰。

轉型探索：多元化路徑破局

1.參與電力現貨市場
于工商業儲能而言，傳統的峰谷套利模式遭到沖擊，那就需要轉型，作為獨立市場主體，參與電力現貨市場，當下的政策環境也固然是推動儲能參與市場，發揮其市場性。

從浙江某獨立儲能電站通過現貨市場交易來看，在光伏大發時段（電價-0.18元/千瓦時）充電，晚高峰（電價1.45元/千瓦時）放電，日內價差突破1.5元/千瓦時，收益較傳統模式提升200%。

2. 技術路線分化
長時儲能崛起：甘肅瓜州某4小時全釩液流電池項目投運，度電成本降至0.45元/千瓦時，匹配風電基地調峰需求。

鈉電場景滲透：山西某通信基站采用鈉離子電池儲能，運維成本較鉛酸電池下降60%，耐高溫性能提升30%。



3. 商業模式創新
共享儲能：江西試點"容量租賃+現貨套利"組合模式，某100MW/200MWh項目年收益達5600萬元，投資回收期縮短至6年。

V2G車網協同：江蘇某車企聯合儲能運營商推出"反向放電"服務，電動車車主在尖峰時段向電網售電，單次收益最高達0.5元/千瓦時。



盡管短期陣痛明顯，但政策調整正推動行業回歸價值導向。國家發改委394號文明確2025年底前實現電力現貨市場全覆蓋，136號文取消新能源強制配儲，均釋放市場化改革信號。

這場電價調整風暴，或許是儲能擺脫補貼依賴、走向成熟市場的必經之路。正如業內人士所言："政策之手正在撕掉行業的'政策市'標簽，真正的競爭，才剛剛開始。"