2025年，隨著“強(qiáng)制配儲(chǔ)”時(shí)代結(jié)束，儲(chǔ)能行業(yè)正處于從“政策驅(qū)動(dòng)”轉(zhuǎn)向“市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)”的探索期。國(guó)家與地方政策密集出臺(tái)，分時(shí)電價(jià)機(jī)制持續(xù)演變，電價(jià)收益波動(dòng)加劇、難度攀升。儲(chǔ)能如何在市場(chǎng)交易中找準(zhǔn)定位、實(shí)現(xiàn)收益最大化，已成為產(chǎn)業(yè)亟待破解的難題。

取消峰谷電價(jià)浮動(dòng)

工商儲(chǔ)套利模式生變

最近的儲(chǔ)能電力市場(chǎng)變化頻頻，四川率先扔出一枚“炸彈”。其2026年電力市場(chǎng)交易總體方案（征求意見稿）的中提出“在要求執(zhí)行尖峰電價(jià)的月份和日期（即夏季7月、8月?），原執(zhí)行峰谷電價(jià)的批發(fā)和零售用戶仍須按照分時(shí)電價(jià)政策繼續(xù)執(zhí)行峰谷電價(jià)”，多家解讀為“其余10個(gè)月分時(shí)電價(jià)消失”“四川工商儲(chǔ)怕是涼了”等，讓眾多項(xiàng)目業(yè)主“慌了神兒”。

隨著討論升溫，官方也采取了相關(guān)建議進(jìn)行補(bǔ)充，在12月3日正式發(fā)布的《四川2026年電力市場(chǎng)交易總體方案》及《四川電力市場(chǎng)規(guī)則體系V4.0》的通知中，再次明確“原執(zhí)行峰谷電價(jià)的批發(fā)和零售用戶仍須按照分時(shí)電價(jià)政策繼續(xù)執(zhí)行峰谷電價(jià)。其中批發(fā)用戶市場(chǎng)交易電價(jià)、零售用戶的聯(lián)動(dòng)價(jià)格部分，不執(zhí)行峰谷電價(jià)浮動(dòng)”。

該政策既保留了原本的峰谷價(jià)差套利的收益，又為儲(chǔ)能市場(chǎng)化改革保留了一定的空間，即批發(fā)用戶市場(chǎng)交易電價(jià)、零售用戶的聯(lián)動(dòng)價(jià)格將由市場(chǎng)供需決定，價(jià)差可能擴(kuò)大也可能收縮，收益失去“政策保底”，定價(jià)邏輯逐漸走向市場(chǎng)化。

緊接著，12月10日，陜西省又帶來了一份“驚喜”。在陜西電力交易中心發(fā)布《關(guān)于2026年陜西電力市場(chǎng)交易相關(guān)重要事項(xiàng)的提示》中提到“2026 年市場(chǎng)化用戶(批發(fā)用戶、零售用戶，下同)分時(shí)價(jià)格不再執(zhí)行峰谷浮動(dòng)政策，售電公司代理用戶電價(jià)將主要由市場(chǎng)內(nèi)全部售電公司與電廠間的批發(fā)均價(jià)傳導(dǎo)形成”。

該政策也取消了事先劃定峰谷時(shí)段與固定浮動(dòng)比例的模式，轉(zhuǎn)向由市場(chǎng)供需決定、實(shí)時(shí)波動(dòng)的分時(shí)價(jià)格，項(xiàng)目?jī)r(jià)差與收益的不確定性大幅增加。

因此，從四川到陜西的政策調(diào)整，都指向同一個(gè)趨勢(shì)：原先由政府劃定時(shí)段、設(shè)定浮動(dòng)比例的行政性峰谷定價(jià)模式或?qū)⒔K結(jié)，工商業(yè)儲(chǔ)能靠峰谷套利“躺賺”的日子將不復(fù)存在。同時(shí)電價(jià)的波動(dòng)性增強(qiáng)，意味著項(xiàng)目部分收益的不確定性將大幅增加，如果不主動(dòng)探索更靈活、更多元的收益模式，企業(yè)將難以在日趨市場(chǎng)化的環(huán)境中保持穩(wěn)定回報(bào)與長(zhǎng)期競(jìng)爭(zhēng)力。

各省分時(shí)電價(jià)大變動(dòng)

推動(dòng)儲(chǔ)能市場(chǎng)化進(jìn)程

2025年，“市場(chǎng)化交易”成為我國(guó)電力行業(yè)發(fā)展的核心關(guān)鍵詞。“136號(hào)文”終止了實(shí)施八年的強(qiáng)制配儲(chǔ)政策，釋放市場(chǎng)選擇信號(hào)；隨后“394號(hào)文”加速推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)，深刻改變行業(yè)生態(tài)。

9月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)基本規(guī)則（征求意見稿）》，首次明確將儲(chǔ)能企業(yè)、虛擬電廠等新型主體納入市場(chǎng)成員，并賦予儲(chǔ)能“雙重身份”：獨(dú)立儲(chǔ)能在放電時(shí)段按發(fā)電企業(yè)身份參與交易，在充電時(shí)段按電力用戶身份參與交易。這意味著儲(chǔ)能正式成為與發(fā)、售、用各方同臺(tái)競(jìng)技的市場(chǎng)經(jīng)營(yíng)主體。

與此同時(shí)，修訂后的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》進(jìn)一步明確：抽水蓄能電站、新型儲(chǔ)能電站、電網(wǎng)所屬電廠的成本費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本。《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》也明確：抽水蓄能電站、新型儲(chǔ)能電站、電廠資產(chǎn)不得納入可計(jì)提收益的固定資產(chǎn)范圍。

這一調(diào)整推動(dòng)了儲(chǔ)能從“靠政策吃飯”向“憑本事賺錢”的轉(zhuǎn)變，其收益與成本需由真正使用服務(wù)的市場(chǎng)主體承擔(dān)，儲(chǔ)能項(xiàng)目必須通過市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)“自食其力”。

在地方層面，各省政策呈現(xiàn)差異化推進(jìn)。部分省份縮減峰谷價(jià)差，倒逼儲(chǔ)能收益模式的多元化。

江蘇將上午及午間調(diào)整為平段或谷段，高峰整體后移，使原先“谷充峰放+平充峰放”套利模式變成“谷充峰放+谷充平放”。以12月電價(jià)為例，2025年平均價(jià)差較2024年同期下降約39.3%，度電收益同比降幅達(dá)47%。

浙江通過“早峰變平、晚峰后移”，加上輸配電價(jià)、政府性基金及附加等不再參與電價(jià)浮動(dòng)，使得峰谷價(jià)差降幅超過22%。以1MW/2MWh儲(chǔ)能系統(tǒng)測(cè)算，在12月代理購(gòu)電價(jià)格下，若執(zhí)行新政策下的“一次谷充平放+一次谷充峰放”，其年套利收益約近52萬元。這與原政策兩次“谷充峰放”下獲超90萬元的收益相比，收益大幅縮水40%，投資回報(bào)周期也將延長(zhǎng)1.5~2年。

值得注意的是，隨著新能源占比提升，部分省份為適應(yīng)光伏出力特性，將午間從峰段調(diào)整為谷段，客觀上為儲(chǔ)能創(chuàng)造了新的套利窗口，如安徽、天津、江西等地，儲(chǔ)能可通過兩次“谷充峰放”提升收益。

而部分省份則著力完善市場(chǎng)機(jī)制，拓寬儲(chǔ)能收益渠道。

今年6月起，江蘇啟動(dòng)全省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行。按照國(guó)家部署，2025年底前福建、四川、遼寧、重慶、湖南等多省將啟動(dòng)現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行，這為儲(chǔ)能參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)、獲取波動(dòng)收益打開了新窗口。同時(shí)甘肅、陜西鼓勵(lì)儲(chǔ)能與虛擬電廠入市；甘肅、內(nèi)蒙古、河北等地還推出容量電價(jià)或補(bǔ)償機(jī)制，為儲(chǔ)能提供一定收益保障，緩解“看天吃飯”的壓力。

無論是縮減價(jià)差“加壓”，還是完善機(jī)制“搭臺(tái)”，各省政策都指向同一目標(biāo)，即推動(dòng)儲(chǔ)能從“政策驅(qū)動(dòng)”走向“市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)”。從短期來看，行業(yè)正面臨收益模式重構(gòu)的陣痛；但長(zhǎng)期而言，這有助于儲(chǔ)能擺脫政策依賴，真正擁有適應(yīng)市場(chǎng)、自主盈利并持續(xù)創(chuàng)新的能力。

三大路徑逐步成熟

儲(chǔ)能多元化收益模式愈加清晰

隨著政策導(dǎo)向的轉(zhuǎn)變，各地對(duì)儲(chǔ)能多元化收益模式的探索日趨明晰，并積極出臺(tái)多項(xiàng)政策推動(dòng)儲(chǔ)能市場(chǎng)化進(jìn)程。

第一，通過參與電力市場(chǎng)交易獲取收益。

獨(dú)立儲(chǔ)能電站正以“雙重身份”融入電力市場(chǎng)：充電時(shí)作為用戶，放電時(shí)作為發(fā)電企業(yè)。

如四川已明確獨(dú)立儲(chǔ)能可分別以這兩類主體身份參與省內(nèi)市場(chǎng)交易；貴州也規(guī)定，參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的獨(dú)立儲(chǔ)能在放電時(shí)按照?qǐng)?bào)量不報(bào)價(jià)新能源企業(yè)結(jié)算價(jià)格及方式結(jié)算，充電時(shí)按照市場(chǎng)化交易用戶結(jié)算方式結(jié)算。

第二，參與輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得調(diào)峰、調(diào)頻等補(bǔ)償。

據(jù)世紀(jì)儲(chǔ)能不完全統(tǒng)計(jì)，超11個(gè)省份發(fā)布關(guān)于輔助服務(wù)市場(chǎng)相關(guān)政策，對(duì)調(diào)峰、調(diào)頻標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行調(diào)整。

如寧夏虛擬電廠調(diào)峰交易申報(bào)價(jià)格上限暫保持0.19元/千瓦時(shí)，青海儲(chǔ)能調(diào)峰交易中電網(wǎng)調(diào)用儲(chǔ)能的調(diào)峰價(jià)格暫定0.3247元/千瓦時(shí)。

新疆獨(dú)立儲(chǔ)能、新能源配建儲(chǔ)能參與電網(wǎng)應(yīng)急調(diào)峰，相應(yīng)充電電量補(bǔ)償價(jià)格為0.262元/千瓦時(shí)；河南調(diào)頻里程額定容量的10%~15%，申報(bào)價(jià)格0~15元/MW；云南獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)頻里程申報(bào)價(jià)格范圍為3~8元/MW，市場(chǎng)出清上限15元/MW等。

第三，容量電價(jià)機(jī)制將提供更多收益。

2025年，甘肅、寧夏等多地發(fā)布新型儲(chǔ)能容量補(bǔ)償政策，并積極推動(dòng)相關(guān)項(xiàng)目的落地。

如甘肅擬建立覆蓋煤電與新型儲(chǔ)能的發(fā)電側(cè)容量電價(jià)機(jī)制，并擬將電網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能納入容量電價(jià)補(bǔ)償范圍，標(biāo)準(zhǔn)定為330元/千瓦·年。

寧夏提出分階段執(zhí)行容量電價(jià)的機(jī)制，2025年10~12月按100元/千瓦·年執(zhí)行，2026年1月起提高至165元/千瓦·年，并設(shè)置了相應(yīng)的運(yùn)行考核機(jī)制，如在儲(chǔ)能運(yùn)行期間，月內(nèi)發(fā)生三次非停將扣減當(dāng)月容量電費(fèi)，全年有三個(gè)月發(fā)生，取消其未來一年獲取容量電費(fèi)的資格。

按照以上的多元化收益計(jì)算，以甘肅100MW/400MWh儲(chǔ)能電站為例，容量費(fèi)用=4/6*100MW*0.8*330元/kW=1760萬元/年（容量電費(fèi)=申報(bào)容量×容量供需系數(shù)×容量電價(jià)）。在輔助服務(wù)市場(chǎng)，其月均調(diào)頻收益大致在200~300萬元之間，其最低收益也在1960萬以上，顯著提升了項(xiàng)目收益的穩(wěn)定性與可預(yù)期性。

總結(jié)來看，三大路徑并行發(fā)力既破解了此前儲(chǔ)能項(xiàng)目收益單一、回報(bào)不確定的痛點(diǎn)，也為企業(yè)參與儲(chǔ)能投資提供了清晰指引。隨著各地政策持續(xù)細(xì)化、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)逐步完善，儲(chǔ)能項(xiàng)目盈利穩(wěn)定性將進(jìn)一步提升，加速推動(dòng)行業(yè)從政策驅(qū)動(dòng)向市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)轉(zhuǎn)型。

2026年，隨著電力現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)全覆蓋，儲(chǔ)能可靈活參與跨時(shí)段、跨品種交易，市場(chǎng)機(jī)制將持續(xù)完善，收益模式也更加多元，“儲(chǔ)能+”的創(chuàng)新模式將加速推廣。在“儲(chǔ)能市場(chǎng)化”的驅(qū)動(dòng)下，一個(gè)萬億級(jí)藍(lán)海將全面爆發(fā)！