工商业储能的天真的变了？

近日，陕西省一份关于电力市场改革的文件，再度让储能行业掀起轩然大波。

12月10日，陕西电力交易中心正式发布《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》，明确提出2026年起，市场化用户的分时价格将不再执行峰谷浮动政策，标志着电价形成机制向市场化迈出关键一步。（详见前文：重磅！陕西取消分时电价峰谷浮动政策！）

事实上，此前四川省就曾传出“取消分时电价”的相关消息，当时便在储能圈引发不小震动。不过，四川省官方随后明确表态，零售用户中未与现货联动的电量，仍按现行分时电价政策执行，让市场情绪得以平复。（推荐阅读：新政“解绑”分时电价？四川储能非但没“凉”，反而要爆发了?）

与四川的“政策缓冲”不同，陕西此次改革可谓“靴子落地”、态度明确。这一举措不仅正式宣告了沿用多年的行政性峰谷电价机制走向终结，更将对工商业储能行业产生深远影响。

工商业储能市场受到冲击

解读此次陕西电力改革，首先需厘清一个关键误区：改革并非“取消分时电价”，而是取消政府通过行政命令划定的固定峰谷时段与强制浮动比例。

这意味着电价的分时属性得以保留，但“峰”“谷”时段的界定权正式从政府文件移交至市场供需，标志着陕西电力市场完成从“计划调控”向“市场主导”的关键跨越，电价形成逻辑全面转向“市场供需说了算”的市场化定价机制。

政策适用范围的边界同样清晰：新政仅针对批发市场用户、零售市场用户等市场化用户，非市场化用户未纳入此次调整范围。这意味着，由电网企业代理购电的工商业用户、居民及农业用电，仍将延续2025年8月起执行的分时电价政策——高峰时段电价上浮70%、低谷时段下浮70%，迎峰度夏（冬）期间还将执行上浮90%的尖峰电价。

市场化用户不再执行固定峰谷电价机制，这一变化对陕西市场化电力用户的用电策略、新能源项目的运行策略产生深刻影响，其中工商业储能市场受到的冲击尤为显著。

在传统模式下，储能项目的盈利逻辑高度依赖固定峰谷价差套利：低谷时段低价充电、高峰时段高价放电，赚取稳定的政策性价差收益，盈利模式简单且可预期。而当定价权交予市场后，峰谷格局与价差波动呈现两大全新特征，彻底打破了原有盈利逻辑。

其一，峰谷时段的传统认知被完全颠覆，时段划分由市场供需动态主导。结合陕西新能源装机特点，中午光伏大发时段因电力供给充沛，大概率成为新的电价低谷；而傍晚时分，一方面社会用电进入负荷高峰，另一方面光伏发电逐步退出导致电力供给收紧，此阶段可能形成价格更高的用电尖峰。

其二，峰谷价差的不确定性显著增强，套利难度大幅提升。午间光伏大发时电价虽可能大幅下跌，表面形成较大价差空间，但对储能运营商及可移峰填谷工业用户而言，核心痛点在于“放电时机”的精准把控——若未能精准预判并匹配到足够高的放电时段，预期套利空间将被大幅压缩，极端情况下甚至可能出现套利为负的亏损局面。

这一变化直接导致储能项目的收益稳定性大幅下降，行业盈利从“政策性收益”彻底转向“市场化博弈收益”，正式终结了此前的“躺赚”状态。

与此同时，行业准入门槛也随之显著提高。

新规则下，储能项目不再是简单配置电池即可立足：一方面，频繁且随机的充放电需求对电池硬件提出更高要求，需要电池具备更长的循环寿命和更强的快速充放能力；另一方面，软件与运营能力跃升为核心竞争力，AI预测算法、智能决策系统等可精准预判价格曲线的技术，以及灵活制定充放电策略的能力变得至关重要。

这种变化将直接淘汰技术薄弱、资金不足的中小企业，推动行业加速向技术密集型、运营精细化方向升级。而对整个电力市场而言，这一改革正是为了贯彻国家完善分时电价机制的要求，通过市场化价格信号引导用户错峰用电、促进新能源消纳，最终服务以新能源为主体的新型电力系统建设，保障电力安全稳定供应。

工商储迎价值重构契机

需要强调的是，陕西取消峰谷电价并非终结工商储的发展空间，而是推动行业重构价值逻辑的关键契机。

陕西此次发布的政策明确提出，电价主要由市场批发均价传导形成，且最低电价将集中出现在中午光伏大发时段。

政策变动下，工商储项目的价值逻辑正发生深刻变革，不仅充放电价差空间进一步拓展，市场需求也随之持续攀升，更推动其盈利模式从单一维度向多元化体系演进。

一方面，鉴于最低电价主要出现在中午光伏大发时段，对于负荷集中在傍晚高峰（光伏退出、用电需求旺盛，电价或大幅上涨）的市场化工商业用户而言，通过配套储能规避高价用电风险，将是一条良好且可行的路径。

另一方面，大量光伏项目也需搭配储能系统，将午间富余电力转移至电价较高时段释放，以此规避“午间低价”冲击、提升项目整体收益，“光储协同”模式或将迎来爆发式增长。

在盈利模式层面，传统单一峰谷套利模式的退场，正倒逼工商储行业摆脱对单一套利的依赖，向更丰富、更高阶的价值维度演进，具体可分为四大方向：

其一，升级现货市场价差套利模式。这是对传统盈利逻辑的直接优化，要求储能运营商基于次日现货电价预测，制定更精细、灵活的充放电策略——核心目标从赚取固定峰谷价差，转向捕捉全时段内的动态价差机会。例如，预判午间电价低谷时充电，锁定傍晚或夜间短时价格高点放电。这一转变对储能系统的预测算法精度、交易策略灵活性及快速响应能力提出了极高要求。

其二，参与辅助服务获取稳定收益。电力系统的稳定运行离不开调频、调峰、备用等辅助服务，而光伏等新能源的大规模接入，进一步放大了对快速调节资源的需求。储能（尤其是电化学储能）具备毫秒级响应特性，是优质的辅助服务提供商。目前，陕西省已通过新型储能政策明确鼓励储能参与辅助服务市场，为这一盈利路径提供了坚实的政策支撑。

其三，为用户提供深度用电成本优化服务。对于用户侧储能而言，其价值已远超单纯的价差套利：更核心的作用是作为应对实时电价波动的“缓冲器”与“优化器”——电价峰值时放电保障基本负荷，规避天价电费；电价低谷甚至为负时，主动充电并合理消纳电能。通过与用户生产流程、空调系统、充电桩等柔性负荷协同控制，可实现整体用能成本最小化，这种服务溢价将成为用户侧储能的核心竞争力。

其四，保障供电可靠性与电能质量。对于精密制造、数据中心等对电能质量和供电连续性要求极高的用户，储能的备电、稳压功能价值凸显。在市场化环境下，极端电价往往伴随电网供需紧张，储能保障生产不中断的价值可直接折算为经济收益，进一步拓展了工商储项目的价值边界。

这些多元路径的深度融合，将逐步替代传统单一盈利逻辑，推动工商储行业在市场化改革的浪潮中迈向高质量发展新阶段，而具备精准预测能力、灵活交易策略与优质服务水平的企业，将在新规则下抢占竞争先机。

分时电价市场化转型成趋势

事实上，分时电价的市场化转型并非地方层面的偶然探索，国家发改委早已从顶层设计层面明确了改革方向。

早在2024年底，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》，其中第二章第五条明确规定：“直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”。

陕西取消峰谷电价、推进电价市场化的举措，也并非国内首例探索，辽宁省已率先迈出“试水”步伐，为后续省份提供了实践参照。

早在2024年12月，辽宁省工业和信息化厅便印发《2025年辽宁省电力市场交易工作方案》，明确了电价市场化改革的具体路径：自2025年3月1日起，辽宁电力现货市场正式转入连续结算试运行阶段。在此期间，批发市场电价彻底脱离现行计划性峰谷分时电价政策约束，转而采用15分钟为周期的实时报价机制，完全依据电力供需实时变化形成电价，实现价格随行就市。

那么，为什么要取消固定峰谷电价政策？

其核心原因在于其作为电力市场化改革过渡期的产物，已难以适配当前电力供需格局的深刻变化。

随着新能源装机规模大幅提升，风电、光伏等新能源发电的随机性、波动性特征日益凸显，固定峰谷时段划分与浮动比例的模式，既无法真实反映电力实时供需情况，也难以匹配新能源出力波动规律，甚至会造成价格信号混乱——在电力现货市场运行的场景下，用户若同时面临行政分时电价与市场现货电价两套信号，将严重阻碍市场机制发挥作用。

此外，固定时段常与实际用电负荷曲线脱节，例如部分地区夏季晚高峰设定与实际负荷峰值延长的情况不符，无法有效引导用户精准削峰填谷，因此亟需让位于更灵活的市场化定价机制。

针对分时电价的调整，工商业用户、储能企业、售电公司也需找准定位，通过适配转型实现高质量发展。

工商业用户核心要务是适配政策、管控用能成本。需优化用电曲线，结合电价时段特征，在光伏大发低价时段加大负荷，避开高价时段；谨慎选择售电合作方，优先签订含风险对冲条款的零售合同；积极参与负荷聚合或配置储能设备，参与需求侧响应获取补贴，提升用电灵活性。

储能企业需以政策调整为契机，加速从“套利型”向“服务型、技术型”转型。技术上，加大长时储能研发，突破10小时级跨日调峰系统，提升电池性能，升级智能调度与运维技术；商业模式上，加入虚拟电厂参与辅助服务，探索容量补偿与需求侧响应组合盈利模式；服务上，对接不同用户用电规律，定制储能解决方案，转型“用能成本管家”，通过专业服务增收。

售电公司作为电价传导关键环节，需强化核心能力适配市场。一方面搭建专业团队，整合多维度数据提升电价预测精度，为用户提供可靠参考；另一方面优化零售产品体系，推出保底电价、价差锁定等多元化条款；同时拓展增值服务，联合相关主体提供“购电+储能+调度+运维”一体化方案，提升用户粘性，实现自身高质量发展。

从辽宁的率先试水到陕西的明确推进，分时电价市场化转型已是不可逆转的行业大趋势，这既是适配新型电力系统建设的必然要求，也是激活市场活力、推动储能行业高质量发展的关键抓手。对于整个产业链而言，此次变革并非“终局”，而是告别粗放增长、迈向精细化运营的全新起点。

来源：能源圈