峰谷价差收窄，倒逼工商业储能改变盈利模式

6月1日，引发市场巨震的江苏分时电价新政正式施行。

该新政《关于优化工商业分时电价结构促进新能源消纳降低企业用电成本支持经济社会发展的通知》调整幅度大、影响面广，以至于4月25日发布之时，江苏工商业储能圈直呼“天塌了”：峰谷价差显著收窄，峰谷套利空间大幅压缩。

江苏是工商业储能项目最优质的省份之一，工商业储能装机量位于全国前三。

此前，江苏的峰谷价差约0.85元/千瓦时，处于全国前列。新政实施后，峰谷价差降为约0.65元/千瓦时，降幅高达约25%。对以“两充两放峰谷套利”为主要盈利模式的工商业储能项目影响巨大，以往靠低充高放获取价差收益，现在变得困难重重。

毕竟峰谷套利目前仍是国内工商业储能获利的最主要途径。此次调整不仅是江苏个例，大概率是未来国内各省普遍的政策调整趋势，因此受到了业界的广泛关注。

光储融合是工商业储能的一个应用方向

有弊也有利。江苏分时电价新政有利于储能的方面，包括扩大分时电价执行范围，让更多工商业用户参与，增设午间谷时段，降低了午间电价，等等。

江苏新政调整的重要驱动力是促进新能源消纳。增设午间低谷电价时段，本意是引导用户增加光伏大发时段的用电量，缓解新能源消纳压力，却让工商业光伏叫苦不迭。核心影响在于，工商业光伏的发电高峰通常在11—14时，恰逢午间低谷电价时段，导致光伏电量售价骤降。

另外，市场化交易进一步加剧不确定性。新能源全面入市后，电价由市场决定，午间电价可能进一步降低。例如，在电力现货市场，集中式光伏现货价格某些时段出现负值的情况屡见不鲜。

午间谷电已呈蔓延之势。去年，仅有山东、河北等几个省份执行午间谷电，截至目前，已经扩大到全国20多个省份。6月5日，陕西公示了一份调整分时电价政策的征求意见稿，核心内容直指午间谷电。

为何午间谷电成为不可阻挡的趋势？

这源自电网释放的强烈信号。据国家能源局数据，截至2025年3月底，全国光伏总装机逼近1太瓦。如此庞大的体量在晴朗午时集中发力，如同一场汹涌的电力洪流，极易导致电网不堪重负。

“过去，午间是用电高峰时段。但随着可在午间集中出力的光伏发电的大规模发展，相对发电出力而言，午间用电反而变成平段或低谷时段。”中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌持同样观点。随着光伏渗透率的增加，光伏装机占比较高的省份，如山东、河北最先出现光伏的“高渗透率”改变了峰平谷情况，在中午时段出现“谷”或者“深谷”，有的地方甚至会出现“鸭子曲线”。“鸭子曲线”产生的主要因素就是光伏发电量在中午时达到最大，在傍晚没有太阳能时消失，而傍晚时的电力需求却急剧上升。

事实上，维护电网平衡的迫切需要仅是一方面。更深层的意义在于，这近似一种新能源大规模、常态化参与电力现货市场的预演。迫使光伏适应电力价值随时间和地点剧烈波动的特性，逐步摆脱依靠固定上网电价的温室保护，在真实的、动态的市场环境中学会生存和发展。

午间谷电机制，成为嫁接“新能源平价上网”与“电力现货市场建设”的关键桥梁，倒逼光伏从业者从单纯的卖电者转化为懂得管理风险的市场参与者。这时，储能作为灵活调节手段的价值凸显。

为规避午间低电价，工商业光伏与储能抱团，通过配置储能将午间电量存储起来，到电价更高的高峰时段释放。这也激发了储能的市场化价值。

“光储融合是未来工商业储能的一个应用方向。”南方电网综合能源股份有限公司新能源事业部技术分部副经理、储能技术总监姜鹤认为。光储融合模式给工商业光伏发展带来可持续的新动力，也帮助工商业储能摆脱单纯峰谷套利的局限性。

光储融合有效解决光伏这种绿色能源供应与用户需求时间错位的问题，一方面充分提高光伏的消纳率，另一方面更好适应电力市场交易，提升项目整体收益，为企业节省大量用电成本。此外，对电网的稳定性、兼容性也有很大的提升作用。

姜鹤解释道：“储能提高光伏收益率不是新鲜事儿。然而现在的工商业光伏，很少用储能去提高光伏收益率。原因有两方面：一方面原来储能成本高，另一方面分布式光伏余电上网，有一定收益，没有强烈需求去提高光伏消纳。”

然而随着政策的变化，这笔账需重新计算。姜鹤举了一个广东某10兆瓦分布式光伏配置储能收益提升的例子：该项目年发电量1100万千瓦时左右，原本自发自用比例80%，那就意味着20%的电量即200多万千瓦时被弃掉。如果配置5.5兆瓦时储能，投资增加大约550万，自发自用比例可以提升10%左右，节电100多万千瓦时。广东峰时电价为1.16元，那么每年光伏发电收益可提升127.6万元。再加上配置储能可以削峰填谷、峰谷套利。收益叠加之后，最多2到3年就能收回成本，接下来的时间都是增益。

不过，对于每个项目是否都有如此增益，姜鹤补充道：“这个不能一概而论，它跟企业的用电负荷、用电电价、峰谷时段的划分等因素都有关系，具体的项目要具体分析。”

光储融合除提高光伏自发自用比例增加收益外，另一个应用方式就是结合分时电价提高光伏发电收益。以浙江为例，10—14时电价下浮80%，而这期间恰是光伏出力最高的时候，储能可以打通光伏发电和能源消纳的时间差，低电价时充电，高电价时放电。光储融合实现整个项目收益的最大化。

江苏分时电价新政下，依靠自发自用部分电价盈利的分布式光伏项目盈利性将大大缩减，积极配建用户侧储能，实现电能量移时交易，是提高整体盈利能力和收益确定性的有益方式。

政策调整影响工商业储能充放电策略

分时电价政策调整影响工商业储能的充放电策略，对储能项目经济性产生一定影响。

如果说峰谷价差幅度影响赚多少钱，那么充放次数影响赚几次钱。山东属于一众省份中的特例。山东只能实现一充一放，储能收益比很多两充两放地区还高，主要得益于峰谷价差大，为0.9463元/千瓦时，再加上还有尖峰、深谷时段。

而此次江苏新政让江苏峰谷价差失去优势，原来两个峰段，调整成仅剩一个峰段，即取消上午8—11时高峰，改为平段。这影响着储能充放电策略，从原来的“谷充峰放+平充峰放”变成了“谷充峰放+谷充平放”。谷充平放收益远低于平充峰放收益。同时，由于谷时段时间缩短，大功率充电可能会增加需量，造成全年可用等效天数减少10%。

与江苏新政类似，浙江去年对峰谷分时电价的调整，也有取消一个峰段的操作。

浙江无疑也是工商业储能项目的优质省份。近些年浙江工商业储能开展如火如荼，主要得益于2021年10月15日起执行的分时电价政策《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》，自此形成两个尖峰时段。

然而去年1月25日，浙江省发展改革委发布《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》，对峰谷时段进行了调整，取消了春季和秋季的尖峰时段，只保留了高峰时段。冬季和夏季的尖峰时段仍然保留。

在充放电策略上，政策调整前，谷时段充电，尖峰时段放电；政策调整后，谷时段充电没变化，夏冬季尖峰时段放电，占比全年33%，春秋季只能在高峰时段放电，占比全年67%。

综合折算，峰谷价差由原来的0.9325元/千瓦时，调整为0.8901元/千瓦时。尽管取消了春秋的尖峰时段，但由于峰谷价差仍具备优势，浙江仍不失为工商业储能项目的沃土。

然而，有消息称，浙江可能会跟进政策。从2021年至今浙江共执行过5版电价政策，继续跟进新政策可能性较大，届时将对浙江工商业储能产生较大影响。目前来看，贵州已经跟进，5月16日发布的电价调整征求意见稿，与江苏分时电价新政如出一辙。

工商业储能从业者直言，分时电价政策调整仍是用户侧储能最大的不确定因素。

0.65元/千瓦时的峰谷价差对于江苏工商业储能而言，确实是超额利益消退，但还没有到“天塌了”的地步。

江苏原本的峰谷价差较高，处于全国前列，如今只是向全国平均水平看齐而已。江苏工商业储能仍然具备一定的经济可行性。

以山西电力现货市场今年一季度峰谷价差0.48元/千瓦时为例，储能从业者认为这个价差可以做到平账，同时表示，储能除赚取峰谷价差外，在现货市场上还提供调频、二次调频等服务获取一定收益。

峰谷套利简单模式时代已经过去

对于工商业储能而言，仅仅依靠峰谷套利这个简单模式的时代已经过去，在电力市场化交易的各个维度去创造收益才是着眼点。

姜鹤坦言：“工商业储能的应用是多元化的，削峰填谷、需求侧响应、动态增容和需量管理等。而实际上到目前为止，工商业储能应用最广的一个模式，还是削峰填谷，相对来说比较单一。”她同时也认为，今年将是工商业储能真正多元化应用的元年。

在电力市场逐渐成熟的背景下，储能的多元化价值逐渐显现，市场参与度正不断提升。在储能独立应用方面，既可削峰填谷，又可辅助服务；在光储一体化方面，可以提高光伏消纳率、提高发电收益率，还可以在虚拟电厂、智慧微网、零碳园区、车网互动等多方面应用。

储能价值的释放不再是单一套利收益，而是往更多价值创造方向发展。

传统运行模式下，储能企业依赖峰谷价差套利，收益模型相对固定。但在电力交易市场中，储能企业若想实现收益最大化，需优化控制充放电时间、充放电功率等，让系统在复杂多变的市场中以最优的效率点运行。

例如电力现货市场每15分钟滚动出清一次，就要求储能系统具备电价预测能力，以便实时响应价格信号，调整充放电运行策略。

瞬息多变的电力市场环境要求储能具备专业化运营能力。峰谷套利是静态的基本收益，而运营能力则属于主动管理收益。

“靠帮别人挣钱而挣钱”的专业化资产运营公司——北京协合运维风电技术有限公司构建自研运营平台，通过现货价格发现和日前电价预测，帮助储能提升交易收益、控制量价波动风险。而远景能源有限公司更是通过自建运营储能电站，成功探索储能在电力市场中盈利的商业模式。

储能从套利工具向运营资产转变，通过组合优化的交易策略增加收益能力。

首先，通过运行策略优化，提升系统利用率。从固定时段和固定功率策略转向动态充放电策略。经过实践，储能系统年均充放电等效天数可提升10%以上。

其次，通过动态需量管理节省基本电费。南京一家酒店是100千伏安及以上的单一制电价商业用户。2024年，用电量约1859万千瓦时，电费约1383万元。如配置储能设施，选择执行分时电价，直接逆袭成“省钱大户”。酒店高峰时段日总用电量为1.76万千瓦时，配置9兆瓦/18兆瓦时储能，每天一充一放，每年能节约电费约367万元。

姜鹤认为，目前储能的瓦时成本已经很低了，而平准化度电成本还有降低的空间。平准化度电成本是生命周期内的成本现值除以生命周期内的发电量现值，因此只有长寿命和高能效、高安全的储能产品，才能有效降低成本。

从循环寿命上看，循环次数与储能系统效率关系密切。据测算，如果系统效率从85%提高到89%，全周期的收益率能提高1%。

影响储能收益率的另一个重要元素，也是容易被忽略的元素就是高安全和稳定性，也就是低故障率。“俗话说，天天赚钱的资产才是好资产。”姜鹤表示，诸多储能项目实际运营收益不如测算的数据，就是高估了设备的安全性和稳定性，设备很难做到全年毫无故障地运行。据测算，年均运行时间少15天，全周期的收益率会降低1%。

由此可见，峰谷价差收窄削薄的利润空间，可以通过诸多方式精打细算找补回来。据测算，江苏的储能电站在江苏分时电价新政调整后，叠加运行策略优化、长寿命循环系统、需求侧响应等，基本能修复政策调整前的单一峰谷套利的收益。

无论政策如何变化，工商业储能的价值始终存在，且价值内涵不断丰富。

山西电力现货市场专家邹鹏点出了市场化之下工商业储能的深层价值，即让用户侧参与调节，改变用户侧用电行为。他解释道：“为了消纳新能源，用户侧的用电行为也需要改变。原来用户想用就用，不想用就不用，不需要调节。现在新能源多了，用户也要参与调节。用户侧调节起来比较困难，储能可以在其中发挥很好的调节作用。从这个角度看，储能的价值空间更广阔了。”

应对峰谷价差收窄、摆脱单一套利模式、强化专业运营能力，政策的调整对工商业储能着实提出了更高的要求。然而，阵痛不可避免，唯有通过考验，方能走向成熟的、市场化的电力未来。