文｜光伏頭條
從政府統(tǒng)一劃定的峰谷電價，到逐步取消固定分時電價，電力行業(yè)正迎來一場關(guān)乎生存邏輯的深刻變革。
近期，“分時電價”成為是電力行業(yè)的熱議核心，話題熱度居高不下。
從遼寧到四川、陜西，地方層面相關(guān)政策的每一次落地發(fā)布，都能迅速引燃行業(yè)討論，牽動全市場的敏感神經(jīng)。
此前，儲能頭條多篇對行業(yè)趨勢的分析與解讀稿件，均得到了市場的驗證，也引發(fā)了行業(yè)同仁的強烈共鳴。
2025年末，國家發(fā)改委與國家能源局聯(lián)合下發(fā)《電力中長期市場基本規(guī)則》的通知，更是為電力市場化改革按下關(guān)鍵加速鍵。通知明確提出，“對直接參與市場交易的經(jīng)營主體，不再人為規(guī)定分時電價水平和時段?！?/p>
政策落地后，行業(yè)熱議瞬間推向頂峰，“政策深度調(diào)整”“傳統(tǒng)套利模式終結(jié)”的論調(diào)不絕于耳。部分市場參與者將此次變革視作行業(yè)發(fā)展的“寒冬”，憂心過往依賴固定價差的盈利模式難以為繼、走向崩塌，行業(yè)焦慮情緒持續(xù)蔓延，不少市場主體也陷入轉(zhuǎn)型的迷茫與發(fā)展的焦灼。
從依托政策劃定的“峰谷電價”，到逐步“取消固定分時電價”，這一變革的背后，似乎為電力市場的未來發(fā)展方向，勾勒出全新的思路與脈絡(luò)。
澄清關(guān)鍵認(rèn)知：固定分時取消的背后
行業(yè)內(nèi)對本次分時電價調(diào)整的討論持續(xù)升溫，核心誘因在于市場存在普遍認(rèn)知偏差——將“取消固定分時”簡單等同于“用電不再區(qū)分峰谷”。
事實恰恰相反，此次取消固定分時電價的改革，并非否定峰谷電價的核心調(diào)節(jié)價值，而是對電力定價機制的核心重構(gòu)與優(yōu)化升級，本質(zhì)是讓電價機制適配新能源高滲透背景下的電力行業(yè)新格局。
此前推行的固定分時電價模式，核心特征是由政府劃定統(tǒng)一的“固定峰谷時刻表”，明確固化峰、平、谷各時段劃分區(qū)間，同時設(shè)定長期不變的固定價差標(biāo)準(zhǔn)（例如高峰時段電價上浮50%、低谷時段電價下浮50%），價格波動邊界被嚴(yán)格限定。
這種模式在電力供需相對穩(wěn)定的時期，能夠發(fā)揮基礎(chǔ)的錯峰引導(dǎo)作用，但在新能源高滲透的當(dāng)下，已難以適配行業(yè)發(fā)展需求。
此次電價調(diào)整的核心變化，是實現(xiàn)“市場說了算”：時段劃分、價格標(biāo)準(zhǔn)均以市場為主導(dǎo)。發(fā)電企業(yè)與電力用戶（或售電公司）通過中長期合同協(xié)商確定核心條款，最終電價還將掛鉤電力現(xiàn)貨市場，精準(zhǔn)匹配實時供需動態(tài)。
取消政府主導(dǎo)的固定分時電價，絕非臨時舉措，而是我國電力市場化改革步入“深水區(qū)”的必然選擇，背后蘊含多重深層邏輯：
其一，適配新能源主導(dǎo)下的電力系統(tǒng)特性變革。隨著風(fēng)電、光伏等新能源成為電力供給主力軍，電力系統(tǒng)運行特性發(fā)生根本性變化。新能源“看天吃飯”的屬性，導(dǎo)致發(fā)電出力波動劇烈且難以預(yù)測。過去基于傳統(tǒng)電源特性設(shè)定的固定高峰時段（如白天工作時間），如今可能恰逢光伏大發(fā)、電力充裕的時段。若此時仍執(zhí)行高“高峰電價”，不僅無法反映電力富余的真實供需，還會阻礙用戶消納綠電，進而抑制新能源消納。而市場化的靈活電價，如同靈敏的“溫度計”，可實時匹配這種動態(tài)供需變化。
其二，破解批零割裂引發(fā)的行業(yè)經(jīng)營風(fēng)險。當(dāng)前電力批發(fā)側(cè)現(xiàn)貨電價價差已高達0.8元/千瓦時，但零售側(cè)目錄峰谷價差普遍鎖定在0.4元以內(nèi)。這種“批發(fā)能漲能跌、零售價格封頂”的割裂格局，導(dǎo)致售電公司成本與收益倒掛，暴雷事件頻發(fā)，長期依賴的交叉補貼模式也難以為繼。
其三，扭轉(zhuǎn)單一盈利模式帶來的抗風(fēng)險能力缺失。儲能企業(yè)、工商業(yè)用戶長期依賴固定峰谷價差“躺賺”套利，政策一旦轉(zhuǎn)向，項目收益便瞬間歸零。這種單一盈利邏輯在市場變化面前不堪一擊，亟需通過市場化定價引導(dǎo)行業(yè)構(gòu)建多元盈利模式。
其四，匹配新型電力系統(tǒng)建設(shè)需求。風(fēng)光出力的隨機性、負(fù)荷的高頻波動性，使得分鐘級供需變化成為常態(tài)。而傳統(tǒng)固定時段表按月、按季度調(diào)整的節(jié)奏完全失效，靜態(tài)的行政定價天然無法適配動態(tài)的系統(tǒng)凈負(fù)荷曲線，唯有市場化的靈活定價機制才能支撐新型電力系統(tǒng)落地。
多元盈利+技術(shù)迭代，儲能市場高速發(fā)展
對于儲能行業(yè)來講，固定峰谷時段與價差的退出為其掃清了市場化發(fā)展的關(guān)鍵障礙。取消固定分時電價后，儲能市場非但不會陷入迷茫，反而將突破政策套利的局限，迎來更為廣闊的高速發(fā)展期，開啟從“政策驅(qū)動”向“市場驅(qū)動”的質(zhì)變升級。
從市場空間來看，政策調(diào)整為儲能行業(yè)帶來了多重紅利。
一方面，市場化靈活電價精準(zhǔn)匹配新能源出力波動特性，儲能作為電力系統(tǒng)的“靈活調(diào)節(jié)器”，其核心價值被充分激活。隨著風(fēng)電、光伏成為電力供給主力軍，發(fā)電出力的隨機性、波動性顯著增強，傳統(tǒng)固定峰谷時段已無法反映真實供需。而儲能可在新能源大發(fā)時充電消納，在負(fù)荷高峰時放電保供，成為保障電網(wǎng)穩(wěn)定運行的剛需資源。
另一方面，批零電價割裂格局的破解，讓儲能參與電力交易的收益空間更趨透明。此前批發(fā)側(cè)現(xiàn)貨電價價差高達0.8元/千瓦時，但零售側(cè)目錄峰谷價差普遍鎖定在0.4元以內(nèi)，這種割裂導(dǎo)致售電公司成本與收益倒掛，也限制了儲能的盈利空間。
如今市場化定價機制下，價差由供需決定，儲能的套利收益更具彈性。
與此同時，新型電力系統(tǒng)建設(shè)目標(biāo)明確，2027年底新型儲能裝機需達1.8億千瓦以上，政策紅利與市場需求形成共振，直接打開了儲能行業(yè)的增長天花板。
從盈利模式來看，改革倒逼儲能行業(yè)告別單一價差套利，邁向多元價值變現(xiàn)的新賽道。
過去，儲能企業(yè)的盈利高度依賴峰谷價差，這種模式在政策變動面前不堪一擊。如今，在市場化定價機制下，儲能行業(yè)正構(gòu)建“容量補償+峰谷套利+輔助服務(wù)+碳交易”的綜合收益體系。
在輔助服務(wù)領(lǐng)域，調(diào)頻、備用等服務(wù)已成為儲能企業(yè)的重要收入來源，廣東部分儲能項目調(diào)頻收入占總營收比例超70%；在容量價值領(lǐng)域，多地探索建立容量電價機制，為儲能項目提供穩(wěn)定的現(xiàn)金流保障；在碳交易領(lǐng)域，儲能可通過消納綠電、減少火電碳排放，獲取碳減排收益。多元收益結(jié)構(gòu)的搭建，顯著提升了儲能項目的抗風(fēng)險能力與投資回報率。
技術(shù)與成本優(yōu)勢，更是為儲能市場的高速發(fā)展筑牢了基礎(chǔ)。
近年來，儲能行業(yè)技術(shù)迭代速度加快，587Ah等大電芯實現(xiàn)量產(chǎn)，儲能系統(tǒng)的能量密度與循環(huán)壽命持續(xù)提升。與此同時，成本下降趨勢明顯，儲能系統(tǒng)成本較3年前下降約80%，部分地區(qū)度電成本低于0.2元，大幅降低了項目投資門檻。
此外，AI電價預(yù)測系統(tǒng)的普及，助力儲能項目實現(xiàn)15分鐘級的精準(zhǔn)充放電時機預(yù)判，有效規(guī)避“充在假谷、放在假峰”的運營風(fēng)險，進一步提升了項目的盈利效率。
值得注意的是，儲能行業(yè)的發(fā)展還呈現(xiàn)出“儲能+”的場景化應(yīng)用趨勢。“儲能+虛擬電廠”“儲能+分布式能源”“儲能+交通”等模式不斷涌現(xiàn)，拓展了儲能的收益邊界。例如，儲能參與虛擬電廠，可聚合分布式資源參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)，獲取更高的系統(tǒng)服務(wù)溢價；“儲能+充電樁”模式，則能實現(xiàn)削峰填谷，降低充電樁運營成本的同時，提升電網(wǎng)接納能力。
取消固定分時電價，絕非儲能行業(yè)的“攔路虎”，而是推動其突破發(fā)展瓶頸、邁向高質(zhì)量增長的“催化劑”。在市場化定價機制的引領(lǐng)下，儲能行業(yè)的核心價值將得到充分釋放，多元盈利模式將成為行業(yè)發(fā)展的主流。隨著技術(shù)的不斷進步與應(yīng)用場景的持續(xù)拓展，儲能市場正迎來一馬平川的高速發(fā)展期，成為支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)的核心力量。
以光儲協(xié)同破局，儲能售電的市場參與新路徑
儲能的未來在于售電，而實現(xiàn)這一目標(biāo)的關(guān)鍵，在于依托光儲一體化模式更靈活地深度參與電力市場交易。
值得關(guān)注的是，此次分時電價市場化改革的深化，恰好為這一發(fā)展方向提供了重要契機，同時也正推動光儲一體化從過去的“可選配置”，加速轉(zhuǎn)向新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的“必選方案”。
這一轉(zhuǎn)變并非政策強制推動的結(jié)果，而是市場機制優(yōu)化下的必然選擇，其核心邏輯既契合電價改革的深層訴求，也精準(zhǔn)對接了儲能向售電轉(zhuǎn)型、深度融入市場的發(fā)展需求。
從市場環(huán)境變化來看，此前固定分時電價下，光伏項目可依托穩(wěn)定的峰谷價差實現(xiàn)收益，儲能的價值更多體現(xiàn)為“錦上添花”的套利工具。
但在市場化的靈活電價機制下，這一邏輯被徹底打破——午間光伏大發(fā)時段恰好與新增的低谷電價時段重疊，單純的光伏項目因電價低迷面臨收益承壓，部分未配儲的光伏項目，全投資收益率甚至從8.5%降至5.2%。
與之形成鮮明對比的是，光儲一體化通過“光伏發(fā)電+儲能調(diào)峰”的協(xié)同模式，實現(xiàn)能量的“時空轉(zhuǎn)移”：在午間光伏富余、電價低谷時通過儲能系統(tǒng)充電，在傍晚用電高峰、電價高位時放電，既解決了光伏午間消納的難題，又能充分享受峰谷價差帶來的收益提升。
以1MW工商業(yè)光伏電站為例，加裝儲能后年收益可提升20%，項目回收期縮短至5年以內(nèi)，儲能也從此前的“可選項”，變成光伏項目保障收益的“必需品”。
從電力系統(tǒng)適配需求來看，新能源高滲透背景下，風(fēng)光出力的波動性、隨機性對電網(wǎng)穩(wěn)定運行提出了更高要求。光儲一體化通過儲能系統(tǒng)平滑光伏出力波動，可將原本因電網(wǎng)消納能力不足而被迫舍棄的電力，轉(zhuǎn)化為穩(wěn)定可控的電能，有效降低棄風(fēng)棄光率。
從產(chǎn)業(yè)發(fā)展邏輯來看，電力市場化改革推動行業(yè)盈利模式從單一價差套利轉(zhuǎn)向多元價值實現(xiàn)，而光儲一體化恰好契合這一轉(zhuǎn)型趨勢。
一方面，儲能不再僅依賴峰谷套利，還可通過參與電力現(xiàn)貨市場交易、獲取容量電價補償?shù)榷嘣窂綄崿F(xiàn)收益，比如內(nèi)蒙古、甘肅等省份明確給予獨立儲能0.28-0.35元/kWh的容量補償，讓光儲項目的投資回報更具穩(wěn)定性；
另一方面，光儲一體化技術(shù)的持續(xù)升級，如BC電池與液冷儲能系統(tǒng)的融合應(yīng)用，讓項目平準(zhǔn)化度電成本下降8%-12%，進一步提升了光儲項目的經(jīng)濟性。
歸根結(jié)底，分時電價的市場化重構(gòu)，本質(zhì)上是通過價格信號引導(dǎo)能源產(chǎn)業(yè)的資源優(yōu)化配置。在這一背景下，光儲一體化不僅是破解光伏消納難題、保障項目收益的現(xiàn)實選擇，更是支撐新能源高質(zhì)量發(fā)展、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的核心支撐。其從“可選”到“必選”的轉(zhuǎn)變，也標(biāo)志著我國新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，正式從規(guī)模擴張階段，邁入質(zhì)量提升與系統(tǒng)協(xié)同的全新階段。