取消固定分时电价政策，储能市场迎来规模化发展黄金时期
取消固定分时电价政策，为储能市场带来了规模化发展的黄金时期，这一变革将促进储能技术的广泛应用和市场的快速增长，随着电价机制的优化，储能系统将在电力系统中发挥更加重要的作用，以满足不断增长的电力需求和能源转型的要求，这一趋势将为储能产业带来巨大商机，推动技术创新和产业升级，助力能源可持续发展。
从政府统一划定的峰谷电价，到逐步取消固定分时电价，电力行业正迎来一场关乎生存逻辑的深刻变革。
近期，“分时电价”成为是电力行业的热议核心，话题热度居高不下。
从辽宁到四川、陕西，地方层面相关政策的每一次落地发布，都能迅速引燃行业讨论，牵动全市场的敏感神经。
此前，储能头条多篇对行业趋势的分析与解读稿件，均得到了市场的验证，也引发了行业同仁的强烈共鸣。
2025年末，国家发改委与国家能源局联合下发《电力中长期市场基本规则》的通知，更是为电力市场化改革按下关键加速键。通知明确提出，“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。”
政策落地后，行业热议瞬间推向顶峰，“政策深度调整”“传统套利模式终结”的论调不绝于耳。部分市场参与者将此次变革视作行业发展的“寒冬”，忧心过往依赖固定价差的盈利模式难以为继、走向崩塌，行业焦虑情绪持续蔓延，不少市场主体也陷入转型的迷茫与发展的焦灼。
从依托政策划定的“峰谷电价”，到逐步“取消固定分时电价”，这一变革的背后，似乎为电力市场的未来发展方向，勾勒出全新的思路与脉络。
澄清关键认知：固定分时取消的背后
行业内对本次分时电价调整的讨论持续升温，核心诱因在于市场存在普遍认知偏差——将“取消固定分时”简单等同于“用电不再区分峰谷”。
事实恰恰相反，此次取消固定分时电价的改革，并非否定峰谷电价的核心调节价值，而是对电力定价机制的核心重构与优化升级，本质是让电价机制适配新能源高渗透背景下的电力行业新格局。
此前推行的固定分时电价模式，核心特征是由政府划定统一的“固定峰谷时刻表”，明确固化峰、平、谷各时段划分区间，同时设定长期不变的固定价差标准（例如高峰时段电价上浮50%、低谷时段电价下浮50%），价格波动边界被严格限定。
这种模式在电力供需相对稳定的时期，能够发挥基础的错峰引导作用，但在新能源高渗透的当下，已难以适配行业发展需求。
此次电价调整的核心变化，是实现“市场说了算”：时段划分、价格标准均以市场为主导。发电企业与电力用户（或售电公司）通过中长期合同协商确定核心条款，最终电价还将挂钩电力现货市场，精准匹配实时供需动态。
取消政府主导的固定分时电价，绝非临时举措，而是我国电力市场化改革步入“深水区”的必然选择，背后蕴含多重深层逻辑：
其一，适配新能源主导下的电力系统特性变革。随着风电、光伏等新能源成为电力供给主力军，电力系统运行特性发生根本性变化。新能源“看天吃饭”的属性，导致发电出力波动剧烈且难以预测。过去基于传统电源特性设定的固定高峰时段（如白天工作时间），如今可能恰逢光伏大发、电力充裕的时段。若此时仍执行高“高峰电价”，不仅无法反映电力富余的真实供需，还会阻碍用户消纳绿电，进而抑制新能源消纳。而市场化的灵活电价，如同灵敏的“温度计”，可实时匹配这种动态供需变化。
其二，破解批零割裂引发的行业经营风险。当前电力批发侧现货电价价差已高达0.8元/千瓦时，但零售侧目录峰谷价差普遍锁定在0.4元以内。这种“批发能涨能跌、零售价格封顶”的割裂格局，导致售电公司成本与收益倒挂，暴雷事件频发，长期依赖的交叉补贴模式也难以为继。
其三，扭转单一盈利模式带来的抗风险能力缺失。储能企业、工商业用户长期依赖固定峰谷价差“躺赚”套利，政策一旦转向，项目收益便瞬间归零。这种单一盈利逻辑在市场变化面前不堪一击，亟需通过市场化定价引导行业构建多元盈利模式。
其四，匹配新型电力系统建设需求。风光出力的随机性、负荷的高频波动性，使得分钟级供需变化成为常态。而传统固定时段表按月、按季度调整的节奏完全失效，静态的行政定价天然无法适配动态的系统净负荷曲线，唯有市场化的灵活定价机制才能支撑新型电力系统落地。
多元盈利+技术迭代，储能市场高速发展
对于储能行业来讲，固定峰谷时段与价差的退出为其扫清了市场化发展的关键障碍。取消固定分时电价后，储能市场非但不会陷入迷茫，反而将突破政策套利的局限，迎来更为广阔的高速发展期，开启从“政策驱动”向“市场驱动”的质变升级。
从市场空间来看，政策调整为储能行业带来了多重红利。
一方面，市场化灵活电价精准匹配新能源出力波动特性，储能作为电力系统的“灵活调节器”，其核心价值被充分激活。随着风电、光伏成为电力供给主力军，发电出力的随机性、波动性显著增强，传统固定峰谷时段已无法反映真实供需。而储能可在新能源大发时充电消纳，在负荷高峰时放电保供，成为保障电网稳定运行的刚需资源。
另一方面，批零电价割裂格局的破解，让储能参与电力交易的收益空间更趋透明。此前批发侧现货电价价差高达0.8元/千瓦时，但零售侧目录峰谷价差普遍锁定在0.4元以内，这种割裂导致售电公司成本与收益倒挂，也限制了储能的盈利空间。
如今市场化定价机制下，价差由供需决定，储能的套利收益更具弹性。
与此同时，新型电力系统建设目标明确，2027年底新型储能装机需达1.8亿千瓦以上，政策红利与市场需求形成共振，直接打开了储能行业的增长天花板。
从盈利模式来看，改革倒逼储能行业告别单一价差套利，迈向多元价值变现的新赛道。
过去，储能企业的盈利高度依赖峰谷价差，这种模式在政策变动面前不堪一击。如今，在市场化定价机制下，储能行业正构建“容量补偿+峰谷套利+辅助服务+碳交易”的综合收益体系。
在辅助服务领域，调频、备用等服务已成为储能企业的重要收入来源，广东部分储能项目调频收入占总营收比例超70%；在容量价值领域，多地探索建立容量电价机制，为储能项目提供稳定的现金流保障；在碳交易领域，储能可通过消纳绿电、减少火电碳排放，获取碳减排收益。多元收益结构的搭建，显著提升了储能项目的抗风险能力与投资回报率。
技术与成本优势，更是为储能市场的高速发展筑牢了基础。
近年来，储能行业技术迭代速度加快，587Ah等大电芯实现量产，储能系统的能量密度与循环寿命持续提升。与此同时，成本下降趋势明显，储能系统成本较3年前下降约80%，部分地区度电成本低于0.2元，大幅降低了项目投资门槛。
此外，AI电价预测系统的普及，助力储能项目实现15分钟级的精准充放电时机预判，有效规避“充在假谷、放在假峰”的运营风险，进一步提升了项目的盈利效率。
值得注意的是，储能行业的发展还呈现出“储能+”的场景化应用趋势。“储能+虚拟电厂”“储能+分布式能源”“储能+交通”等模式不断涌现，拓展了储能的收益边界。例如，储能参与虚拟电厂，可聚合分布式资源参与电网调节，获取更高的系统服务溢价；“储能+充电桩”模式，则能实现削峰填谷，降低充电桩运营成本的同时，提升电网接纳能力。
取消固定分时电价，绝非储能行业的“拦路虎”，而是推动其突破发展瓶颈、迈向高质量增长的“催化剂”。在市场化定价机制的引领下，储能行业的核心价值将得到充分释放，多元盈利模式将成为行业发展的主流。随着技术的不断进步与应用场景的持续拓展，储能市场正迎来一马平川的高速发展期，成为支撑新型电力系统建设的核心力量。
以光储协同破局，储能售电的市场参与新路径
储能的未来在于售电，而实现这一目标的关键，在于依托光储一体化模式更灵活地深度参与电力市场交易。
值得关注的是，此次分时电价市场化改革的深化，恰好为这一发展方向提供了重要契机，同时也正推动光储一体化从过去的“可选配置”，加速转向新能源产业发展的“必选方案”。
这一转变并非政策强制推动的结果，而是市场机制优化下的必然选择，其核心逻辑既契合电价改革的深层诉求，也精准对接了储能向售电转型、深度融入市场的发展需求。
从市场环境变化来看，此前固定分时电价下，光伏项目可依托稳定的峰谷价差实现收益，储能的价值更多体现为“锦上添花”的套利工具。
但在市场化的灵活电价机制下，这一逻辑被彻底打破——午间光伏大发时段恰好与新增的低谷电价时段重叠，单纯的光伏项目因电价低迷面临收益承压，部分未配储的光伏项目，全投资收益率甚至从8.5%降至5.2%。
与之形成鲜明对比的是，光储一体化通过“光伏发电+储能调峰”的协同模式，实现能量的“时空转移”：在午间光伏富余、电价低谷时通过储能系统充电，在傍晚用电高峰、电价高位时放电，既解决了光伏午间消纳的难题，又能充分享受峰谷价差带来的收益提升。
以1MW工商业光伏电站为例，加装储能后年收益可提升20%，项目回收期缩短至5年以内，储能也从此前的“可选项”，变成光伏项目保障收益的“必需品”。
从电力系统适配需求来看，新能源高渗透背景下，风光出力的波动性、随机性对电网稳定运行提出了更高要求。光储一体化通过储能系统平滑光伏出力波动，可将原本因电网消纳能力不足而被迫舍弃的电力，转化为稳定可控的电能，有效降低弃风弃光率。
从产业发展逻辑来看，电力市场化改革推动行业盈利模式从单一价差套利转向多元价值实现，而光储一体化恰好契合这一转型趋势。
一方面，储能不再仅依赖峰谷套利，还可通过参与电力现货市场交易、获取容量电价补偿等多元路径实现收益，比如内蒙古、甘肃等省份明确给予独立储能0.28-0.35元/kWh的容量补偿，让光储项目的投资回报更具稳定性；
另一方面，光储一体化技术的持续升级，如BC电池与液冷储能系统的融合应用，让项目平准化度电成本下降8%-12%，进一步提升了光储项目的经济性。
归根结底，分时电价的市场化重构，本质上是通过价格信号引导能源产业的资源优化配置。在这一背景下，光储一体化不仅是破解光伏消纳难题、保障项目收益的现实选择，更是支撑新能源高质量发展、构建新型电力系统的核心支撑。其从“可选”到“必选”的转变，也标志着我国新能源产业的发展，正式从规模扩张阶段，迈入质量提升与系统协同的全新阶段。
