多地調整峰谷價(jià)差，工商儲峰谷套利模式走不通了？
光伏產(chǎn)業(yè)網(wǎng)訊
發(fā)布日期：2025-05-26
核心提示：
多地調整峰谷價(jià)差，工商儲峰谷套利模式走不通了？
分時(shí)電價(jià)機制密集調整
2025年以來(lái)，江蘇、貴州、四川等多地相繼出臺分時(shí)電價(jià)新政，核心調整集中在計價(jià)基準變更和峰谷時(shí)段重構兩方面，對工商業(yè)儲能項目的傳統收益模型形成直接沖擊。
江蘇：峰谷價(jià)差收窄，增設午間谷段
政策內容：自2025年6月1日起，分時(shí)電價(jià)計價(jià)基礎由"到戶(hù)電價(jià)"改為"用戶(hù)購電價(jià)"，同步調整峰谷時(shí)段。工商業(yè)用戶(hù)峰谷價(jià)差從0.85元/千瓦時(shí)降至0.65元/千瓦時(shí)，平谷差縮窄至0.3元/千瓦時(shí)以下。
影響：原有"兩充兩放"策略收益下降25%，午間谷段（11:00-13:00）的增設使儲能調度需匹配光伏出力，技術(shù)門(mén)檻提高。江蘇某儲能集成商反饋，新政后客戶(hù)咨詢(xún)量減少30%。
江蘇新電價(jià)政策下儲能1MWh收益測算模型：
貴州：價(jià)差計算基準調整，收益率承壓
政策內容：5月16日發(fā)布的征求意見(jiàn)稿明確，峰谷價(jià)差僅基于上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)（平段0.4元/千瓦時(shí)，峰段上浮60%至0.64元，谷段下浮60%至0.16元），輸配電價(jià)等固定成本不再參與浮動(dòng)。
影響：價(jià)差縮水33%至0.48元/千瓦時(shí)，部分工商儲項目IRR跌破6%的行業(yè)警戒線(xiàn)。當地某50MW/100MWh項目因收益不及預期，已暫停推進(jìn)。
四川：氣象電價(jià)機制落地，調度依賴(lài)天氣條件
政策內容：7-8月執行全天10小時(shí)高峰時(shí)段，其他月份連續3天最高溫≥35℃時(shí)啟動(dòng)尖峰電價(jià)（13:00-14:00、21:00-23:00）。
影響：儲能運營(yíng)商需實(shí)時(shí)跟蹤氣象數據調整充放電策略，運營(yíng)復雜度顯著(zhù)提升。有企業(yè)測算，新政可能導致年收益波動(dòng)幅度擴大40%。
傳統套利模式失效，行業(yè)面臨多重挑戰
傳統收益模型遭受沖擊：價(jià)差收窄倒逼成本控制
據山東某50MW/100MWh儲能電站數據顯示，峰谷價(jià)差每減少0.1元/千瓦時(shí)，投資回收期延長(cháng)1.5年。當前價(jià)差水平下，部分項目全生命周期收益已無(wú)法覆蓋運維及財務(wù)成本。
分時(shí)電價(jià)新政的出臺，貴州、江蘇等地工商業(yè)儲能項目普遍面臨IRR下滑壓力，對于部分投資者而言，逐漸開(kāi)始轉向政策穩定性更高的長(cháng)時(shí)儲能領(lǐng)域。
技術(shù)門(mén)檻升級：動(dòng)態(tài)調度能力成關(guān)鍵
從四川這一政策來(lái)看，假使某儲能電站因未及時(shí)響應氣象電價(jià)調整規則，錯失尖峰時(shí)段放電機會(huì )，單日損失潛在收益超2萬(wàn)元。
從而需要更精準的技術(shù)，高頻次充放電策略、實(shí)時(shí)氣象數據接入系統成為剛需，傳統的"一刀切"調度模式被淘汰。
轉型探索：多元化路徑破局
1.參與電力現貨市場(chǎng)
于工商業(yè)儲能而言，傳統的峰谷套利模式遭到?jīng)_擊，那就需要轉型，作為獨立市場(chǎng)主體，參與電力現貨市場(chǎng)，當下的政策環(huán)境也固然是推動(dòng)儲能參與市場(chǎng)，發(fā)揮其市場(chǎng)性。
從浙江某獨立儲能電站通過(guò)現貨市場(chǎng)交易來(lái)看，在光伏大發(fā)時(shí)段（電價(jià)-0.18元/千瓦時(shí)）充電，晚高峰（電價(jià)1.45元/千瓦時(shí)）放電，日內價(jià)差突破1.5元/千瓦時(shí)，收益較傳統模式提升200%。
2. 技術(shù)路線(xiàn)分化
長(cháng)時(shí)儲能崛起：甘肅瓜州某4小時(shí)全釩液流電池項目投運，度電成本降至0.45元/千瓦時(shí)，匹配風(fēng)電基地調峰需求。
鈉電場(chǎng)景滲透：山西某通信基站采用鈉離子電池儲能，運維成本較鉛酸電池下降60%，耐高溫性能提升30%。
3. 商業(yè)模式創(chuàng )新
共享儲能：江西試點(diǎn)"容量租賃+現貨套利"組合模式，某100MW/200MWh項目年收益達5600萬(wàn)元，投資回收期縮短至6年。
V2G車(chē)網(wǎng)協(xié)同：江蘇某車(chē)企聯(lián)合儲能運營(yíng)商推出"反向放電"服務(wù)，電動(dòng)車(chē)車(chē)主在尖峰時(shí)段向電網(wǎng)售電，單次收益最高達0.5元/千瓦時(shí)。
盡管短期陣痛明顯，但政策調整正推動(dòng)行業(yè)回歸價(jià)值導向。國家發(fā)改委394號文明確2025年底前實(shí)現電力現貨市場(chǎng)全覆蓋，136號文取消新能源強制配儲，均釋放市場(chǎng)化改革信號。
這場(chǎng)電價(jià)調整風(fēng)暴，或許是儲能擺脫補貼依賴(lài)、走向成熟市場(chǎng)的必經(jīng)之路。正如業(yè)內人士所言："政策之手正在撕掉行業(yè)的'政策市'標簽，真正的競爭，才剛剛開(kāi)始。"
2025年以來(lái)，江蘇、貴州、四川等多地相繼出臺分時(shí)電價(jià)新政，核心調整集中在計價(jià)基準變更和峰谷時(shí)段重構兩方面，對工商業(yè)儲能項目的傳統收益模型形成直接沖擊。
江蘇：峰谷價(jià)差收窄，增設午間谷段
政策內容：自2025年6月1日起，分時(shí)電價(jià)計價(jià)基礎由"到戶(hù)電價(jià)"改為"用戶(hù)購電價(jià)"，同步調整峰谷時(shí)段。工商業(yè)用戶(hù)峰谷價(jià)差從0.85元/千瓦時(shí)降至0.65元/千瓦時(shí)，平谷差縮窄至0.3元/千瓦時(shí)以下。
影響：原有"兩充兩放"策略收益下降25%，午間谷段（11:00-13:00）的增設使儲能調度需匹配光伏出力，技術(shù)門(mén)檻提高。江蘇某儲能集成商反饋，新政后客戶(hù)咨詢(xún)量減少30%。
江蘇新電價(jià)政策下儲能1MWh收益測算模型：
貴州：價(jià)差計算基準調整，收益率承壓
政策內容：5月16日發(fā)布的征求意見(jiàn)稿明確，峰谷價(jià)差僅基于上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)（平段0.4元/千瓦時(shí)，峰段上浮60%至0.64元，谷段下浮60%至0.16元），輸配電價(jià)等固定成本不再參與浮動(dòng)。
影響：價(jià)差縮水33%至0.48元/千瓦時(shí)，部分工商儲項目IRR跌破6%的行業(yè)警戒線(xiàn)。當地某50MW/100MWh項目因收益不及預期，已暫停推進(jìn)。
四川：氣象電價(jià)機制落地，調度依賴(lài)天氣條件
政策內容：7-8月執行全天10小時(shí)高峰時(shí)段，其他月份連續3天最高溫≥35℃時(shí)啟動(dòng)尖峰電價(jià)（13:00-14:00、21:00-23:00）。
影響：儲能運營(yíng)商需實(shí)時(shí)跟蹤氣象數據調整充放電策略，運營(yíng)復雜度顯著(zhù)提升。有企業(yè)測算，新政可能導致年收益波動(dòng)幅度擴大40%。
傳統套利模式失效，行業(yè)面臨多重挑戰
傳統收益模型遭受沖擊：價(jià)差收窄倒逼成本控制
據山東某50MW/100MWh儲能電站數據顯示，峰谷價(jià)差每減少0.1元/千瓦時(shí)，投資回收期延長(cháng)1.5年。當前價(jià)差水平下，部分項目全生命周期收益已無(wú)法覆蓋運維及財務(wù)成本。
分時(shí)電價(jià)新政的出臺，貴州、江蘇等地工商業(yè)儲能項目普遍面臨IRR下滑壓力，對于部分投資者而言，逐漸開(kāi)始轉向政策穩定性更高的長(cháng)時(shí)儲能領(lǐng)域。
技術(shù)門(mén)檻升級：動(dòng)態(tài)調度能力成關(guān)鍵
從四川這一政策來(lái)看，假使某儲能電站因未及時(shí)響應氣象電價(jià)調整規則，錯失尖峰時(shí)段放電機會(huì )，單日損失潛在收益超2萬(wàn)元。
從而需要更精準的技術(shù)，高頻次充放電策略、實(shí)時(shí)氣象數據接入系統成為剛需，傳統的"一刀切"調度模式被淘汰。
轉型探索：多元化路徑破局
1.參與電力現貨市場(chǎng)
于工商業(yè)儲能而言，傳統的峰谷套利模式遭到?jīng)_擊，那就需要轉型，作為獨立市場(chǎng)主體，參與電力現貨市場(chǎng)，當下的政策環(huán)境也固然是推動(dòng)儲能參與市場(chǎng)，發(fā)揮其市場(chǎng)性。
從浙江某獨立儲能電站通過(guò)現貨市場(chǎng)交易來(lái)看，在光伏大發(fā)時(shí)段（電價(jià)-0.18元/千瓦時(shí)）充電，晚高峰（電價(jià)1.45元/千瓦時(shí)）放電，日內價(jià)差突破1.5元/千瓦時(shí)，收益較傳統模式提升200%。
2. 技術(shù)路線(xiàn)分化
長(cháng)時(shí)儲能崛起：甘肅瓜州某4小時(shí)全釩液流電池項目投運，度電成本降至0.45元/千瓦時(shí)，匹配風(fēng)電基地調峰需求。
鈉電場(chǎng)景滲透：山西某通信基站采用鈉離子電池儲能，運維成本較鉛酸電池下降60%，耐高溫性能提升30%。
3. 商業(yè)模式創(chuàng )新
共享儲能：江西試點(diǎn)"容量租賃+現貨套利"組合模式，某100MW/200MWh項目年收益達5600萬(wàn)元，投資回收期縮短至6年。
V2G車(chē)網(wǎng)協(xié)同：江蘇某車(chē)企聯(lián)合儲能運營(yíng)商推出"反向放電"服務(wù)，電動(dòng)車(chē)車(chē)主在尖峰時(shí)段向電網(wǎng)售電，單次收益最高達0.5元/千瓦時(shí)。
盡管短期陣痛明顯，但政策調整正推動(dòng)行業(yè)回歸價(jià)值導向。國家發(fā)改委394號文明確2025年底前實(shí)現電力現貨市場(chǎng)全覆蓋，136號文取消新能源強制配儲，均釋放市場(chǎng)化改革信號。
這場(chǎng)電價(jià)調整風(fēng)暴，或許是儲能擺脫補貼依賴(lài)、走向成熟市場(chǎng)的必經(jīng)之路。正如業(yè)內人士所言："政策之手正在撕掉行業(yè)的'政策市'標簽，真正的競爭，才剛剛開(kāi)始。"