多地調(diào)整峰谷價(jià)差，工商儲(chǔ)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(diào)整峰谷價(jià)差，工商儲(chǔ)峰谷套利模式走不通了？
分時(shí)電價(jià)機(jī)制密集調(diào)整
2025年以來(lái)，江蘇、貴州、四川等多地相繼出臺(tái)分時(shí)電價(jià)新政，核心調(diào)整集中在計(jì)價(jià)基準(zhǔn)變更和峰谷時(shí)段重構(gòu)兩方面，對(duì)工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的傳統(tǒng)收益模型形成直接沖擊。
江蘇：峰谷價(jià)差收窄，增設(shè)午間谷段
政策內(nèi)容：自2025年6月1日起，分時(shí)電價(jià)計(jì)價(jià)基礎(chǔ)由"到戶電價(jià)"改為"用戶購(gòu)電價(jià)"，同步調(diào)整峰谷時(shí)段。工商業(yè)用戶峰谷價(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(shè)使儲(chǔ)能調(diào)度需匹配光伏出力，技術(shù)門檻提高。江蘇某儲(chǔ)能集成商反饋，新政后客戶咨詢量減少30%。
江蘇新電價(jià)政策下儲(chǔ)能1MWh收益測(cè)算模型：
貴州：價(jià)差計(jì)算基準(zhǔn)調(diào)整，收益率承壓
政策內(nèi)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(chǔ)項(xiàng)目IRR跌破6%的行業(yè)警戒線。當(dāng)?shù)啬?0MW/100MWh項(xiàng)目因收益不及預(yù)期，已暫停推進(jìn)。
四川：氣象電價(jià)機(jī)制落地，調(diào)度依賴天氣條件
政策內(nèi)容：7-8月執(zhí)行全天10小時(shí)高峰時(shí)段，其他月份連續(xù)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(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商需實(shí)時(shí)跟蹤氣象數(shù)據(jù)調(diào)整充放電策略，運(yùn)營(yíng)復(fù)雜度顯著提升。有企業(yè)測(cè)算，新政可能導(dǎo)致年收益波動(dòng)幅度擴(kuò)大40%。
傳統(tǒng)套利模式失效，行業(yè)面臨多重挑戰(zhàn)
傳統(tǒng)收益模型遭受沖擊：價(jià)差收窄倒逼成本控制
據(jù)山東某50MW/100MWh儲(chǔ)能電站數(shù)據(jù)顯示，峰谷價(jià)差每減少0.1元/千瓦時(shí)，投資回收期延長(zhǎng)1.5年。當(dāng)前價(jià)差水平下，部分項(xiàng)目全生命周期收益已無(wú)法覆蓋運(yùn)維及財(cái)務(wù)成本。
分時(shí)電價(jià)新政的出臺(tái)，貴州、江蘇等地工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目普遍面臨IRR下滑壓力，對(duì)于部分投資者而言，逐漸開(kāi)始轉(zhuǎn)向政策穩(wěn)定性更高的長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能領(lǐng)域。
技術(shù)門檻升級(jí)：動(dòng)態(tài)調(diào)度能力成關(guān)鍵
從四川這一政策來(lái)看，假使某儲(chǔ)能電站因未及時(shí)響應(yīng)氣象電價(jià)調(diào)整規(guī)則，錯(cuò)失尖峰時(shí)段放電機(jī)會(huì)，單日損失潛在收益超2萬(wàn)元。
從而需要更精準(zhǔn)的技術(shù)，高頻次充放電策略、實(shí)時(shí)氣象數(shù)據(jù)接入系統(tǒng)成為剛需，傳統(tǒng)的"一刀切"調(diào)度模式被淘汰。
轉(zhuǎn)型探索：多元化路徑破局
1.參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)
于工商業(yè)儲(chǔ)能而言，傳統(tǒng)的峰谷套利模式遭到?jīng)_擊，那就需要轉(zhuǎn)型，作為獨(dú)立市場(chǎng)主體，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，當(dāng)下的政策環(huán)境也固然是推動(dòng)儲(chǔ)能參與市場(chǎng)，發(fā)揮其市場(chǎng)性。
從浙江某獨(dú)立儲(chǔ)能電站通過(guò)現(xiàn)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(nèi)價(jià)差突破1.5元/千瓦時(shí)，收益較傳統(tǒng)模式提升200%。
2. 技術(shù)路線分化
長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能崛起：甘肅瓜州某4小時(shí)全釩液流電池項(xiàng)目投運(yùn)，度電成本降至0.45元/千瓦時(shí)，匹配風(fēng)電基地調(diào)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(chǔ)能，運(yùn)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(chǔ)能：江西試點(diǎn)"容量租賃+現(xiàn)貨套利"組合模式，某100MW/200MWh項(xiàng)目年收益達(dá)5600萬(wàn)元，投資回收期縮短至6年。
V2G車網(wǎng)協(xié)同：江蘇某車企聯(lián)合儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商推出"反向放電"服務(wù)，電動(dòng)車車主在尖峰時(shí)段向電網(wǎng)售電，單次收益最高達(dá)0.5元/千瓦時(shí)。
盡管短期陣痛明顯，但政策調(diào)整正推動(dòng)行業(yè)回歸價(jià)值導(dǎo)向。國(guó)家發(fā)改委394號(hào)文明確2025年底前實(shí)現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)全覆蓋，136號(hào)文取消新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)，均釋放市場(chǎng)化改革信號(hào)。
這場(chǎng)電價(jià)調(diào)整風(fēng)暴，或許是儲(chǔ)能擺脫補(bǔ)貼依賴、走向成熟市場(chǎng)的必經(jīng)之路。正如業(yè)內(nèi)人士所言："政策之手正在撕掉行業(yè)的'政策市'標(biāo)簽，真正的競(jìng)爭(zhēng)，才剛剛開(kāi)始。"
2025年以來(lái)，江蘇、貴州、四川等多地相繼出臺(tái)分時(shí)電價(jià)新政，核心調(diào)整集中在計(jì)價(jià)基準(zhǔn)變更和峰谷時(shí)段重構(gòu)兩方面，對(duì)工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的傳統(tǒng)收益模型形成直接沖擊。
江蘇：峰谷價(jià)差收窄，增設(shè)午間谷段
政策內(nèi)容：自2025年6月1日起，分時(shí)電價(jià)計(jì)價(jià)基礎(chǔ)由"到戶電價(jià)"改為"用戶購(gòu)電價(jià)"，同步調(diào)整峰谷時(shí)段。工商業(yè)用戶峰谷價(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(shè)使儲(chǔ)能調(diào)度需匹配光伏出力，技術(shù)門檻提高。江蘇某儲(chǔ)能集成商反饋，新政后客戶咨詢量減少30%。
江蘇新電價(jià)政策下儲(chǔ)能1MWh收益測(cè)算模型：
貴州：價(jià)差計(jì)算基準(zhǔn)調(diào)整，收益率承壓
政策內(nèi)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(chǔ)項(xiàng)目IRR跌破6%的行業(yè)警戒線。當(dāng)?shù)啬?0MW/100MWh項(xiàng)目因收益不及預(yù)期，已暫停推進(jìn)。
四川：氣象電價(jià)機(jī)制落地，調(diào)度依賴天氣條件
政策內(nèi)容：7-8月執(zhí)行全天10小時(shí)高峰時(shí)段，其他月份連續(xù)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(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商需實(shí)時(shí)跟蹤氣象數(shù)據(jù)調(diào)整充放電策略，運(yùn)營(yíng)復(fù)雜度顯著提升。有企業(yè)測(cè)算，新政可能導(dǎo)致年收益波動(dòng)幅度擴(kuò)大40%。
傳統(tǒng)套利模式失效，行業(yè)面臨多重挑戰(zhàn)
傳統(tǒng)收益模型遭受沖擊：價(jià)差收窄倒逼成本控制
據(jù)山東某50MW/100MWh儲(chǔ)能電站數(shù)據(jù)顯示，峰谷價(jià)差每減少0.1元/千瓦時(shí)，投資回收期延長(zhǎng)1.5年。當(dāng)前價(jià)差水平下，部分項(xiàng)目全生命周期收益已無(wú)法覆蓋運(yùn)維及財(cái)務(wù)成本。
分時(shí)電價(jià)新政的出臺(tái)，貴州、江蘇等地工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目普遍面臨IRR下滑壓力，對(duì)于部分投資者而言，逐漸開(kāi)始轉(zhuǎn)向政策穩(wěn)定性更高的長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能領(lǐng)域。
技術(shù)門檻升級(jí)：動(dòng)態(tài)調(diào)度能力成關(guān)鍵
從四川這一政策來(lái)看，假使某儲(chǔ)能電站因未及時(shí)響應(yīng)氣象電價(jià)調(diào)整規(guī)則，錯(cuò)失尖峰時(shí)段放電機(jī)會(huì)，單日損失潛在收益超2萬(wàn)元。
從而需要更精準(zhǔn)的技術(shù)，高頻次充放電策略、實(shí)時(shí)氣象數(shù)據(jù)接入系統(tǒng)成為剛需，傳統(tǒng)的"一刀切"調(diào)度模式被淘汰。
轉(zhuǎn)型探索：多元化路徑破局
1.參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)
于工商業(yè)儲(chǔ)能而言，傳統(tǒng)的峰谷套利模式遭到?jīng)_擊，那就需要轉(zhuǎn)型，作為獨(dú)立市場(chǎng)主體，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，當(dāng)下的政策環(huán)境也固然是推動(dòng)儲(chǔ)能參與市場(chǎng)，發(fā)揮其市場(chǎng)性。
從浙江某獨(dú)立儲(chǔ)能電站通過(guò)現(xiàn)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(nèi)價(jià)差突破1.5元/千瓦時(shí)，收益較傳統(tǒng)模式提升200%。
2. 技術(shù)路線分化
長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能崛起：甘肅瓜州某4小時(shí)全釩液流電池項(xiàng)目投運(yùn)，度電成本降至0.45元/千瓦時(shí)，匹配風(fēng)電基地調(diào)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(chǔ)能，運(yùn)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(chǔ)能：江西試點(diǎn)"容量租賃+現(xiàn)貨套利"組合模式，某100MW/200MWh項(xiàng)目年收益達(dá)5600萬(wàn)元，投資回收期縮短至6年。
V2G車網(wǎng)協(xié)同：江蘇某車企聯(lián)合儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商推出"反向放電"服務(wù)，電動(dòng)車車主在尖峰時(shí)段向電網(wǎng)售電，單次收益最高達(dá)0.5元/千瓦時(shí)。
盡管短期陣痛明顯，但政策調(diào)整正推動(dòng)行業(yè)回歸價(jià)值導(dǎo)向。國(guó)家發(fā)改委394號(hào)文明確2025年底前實(shí)現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)全覆蓋，136號(hào)文取消新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)，均釋放市場(chǎng)化改革信號(hào)。
這場(chǎng)電價(jià)調(diào)整風(fēng)暴，或許是儲(chǔ)能擺脫補(bǔ)貼依賴、走向成熟市場(chǎng)的必經(jīng)之路。正如業(yè)內(nèi)人士所言："政策之手正在撕掉行業(yè)的'政策市'標(biāo)簽，真正的競(jìng)爭(zhēng)，才剛剛開(kāi)始。"