价差收窄？10企眼中工商储的黄金区

插播：中国能建广东省电力设计研究院、联盛新能源、融和元储、弘正储能、精控能源、南瑞继保、永泰数能、华友能源、汇能科技、厦门国贸、永光新能源等工商储主流参与方将汇聚6月10日的“2025年全球用户侧储能产业价值峰会暨应用示范展”，加辛迪微信（15989092696）了解详情

近日，陕西分时电价政策调整发布征求意见，午间谷电4h，高峰低谷电价在平段基础上下浮70%，输配电电价不参与浮动，峰谷价差整体出现下降趋势。事实上，不只是陕西，此前已有江苏等地进行分时电价调整。

未来随着光伏装机占比提高、电力交易市场化，分时电价优化调整将成为常态、峰谷价差缩小或将成为趋势。工商业储能单纯依赖峰谷套利躺赢的时代一去不复返，未来将何去何从？

为此，行家说储能邀请阳光电源、联盛新能源、弘正储能、融和元储、天合光能、精控能源、鹏辉能源、海尔新能源、亿兰科、新艾电气、创维储能等超10家具有代表性的企业，探讨各地“分时电价”调整给工商业储能行业带来的不确定性，希望处于市场一线的储能企业的观点和应对措施，能够给业内穿越电改周期带来一定的参考。

利好OR利空？

对于今年各地分时电价政策调整及电价波动对行业的影响，企业普遍表示，分时电价政策对于工商业储能发展有着复杂且重要的影响，需要根据不同区域具体情况和工商业储能盈利模式进行具体分析。

阳光电源表示，这些政策有较大区别，如江苏政策降低了峰谷价差，导致投资经济性下降，安徽调整了峰谷时段，有利于工商业储能业务发展。

海尔新能源总结出当前分时电价政策调整呈现出一些显著特点：一方面，将中午光伏大发的4小时时段调整为谷段和深谷；另一方面，把上午峰段调整为平段。这些变化对单纯依靠“峰谷套利”模式的工商业储能收益冲击较大，但对于基于“光储协同”盈利模式的工商业储能而言，却蕴含着发展机遇。

“短期来看，电价的波动对于追求确定性的储能投资商来说是利空。”弘正储能坦言，但是波动就存在着机遇，价格波动虽有一定的政府属性，但整体来看是朝着市场化方向在发展。峰谷套利来看更多是体现在能量价值上，但这不是储能的全部。储能作为调节性资源，具有功率和电量双重价值，如何有机组合两方面的价值，即是产品行为，又是运营行为，甚至后者将作为更重要的一部分，这是光伏等新能源所不具备的。但同时新政又倒逼储能的多价值发展，回归到储能的本来模样，这又是一个利好。

而且分时电价的波动，对于储能系统集成商也提出了更高的要求，需要精准预测电价波动并优化充放电策略。

具体来看，调研企业对于江苏和山东热门区域的分时电价政策影响的观点如下：

1

江苏

关注指数：✮✮✮✮✮

主要特点：2024年工商业储能装机量最大的省份，今年分时电价调整后，峰谷价差降低，导致储能投资经济性下降，同时由于峰谷时段调整，未来主要会是3个小时及以上的长时储能，此外存量光伏加储能也迎来发展机遇。

代表性企业具体观点：

■ 弘正储能：江苏走到了新能源渗透率的奇点

作为新能源大省，江苏走到了新能源渗透率的奇点，必然回到“一定时段的发电量带来的价值会被其增加产生的电网安全调节成本抵消，甚至倒挂（负电价）”的底层逻辑，价格政策宏观上是合理性，只是比大家的预期提前了些许。是等着被动接纳，导致存量开发项目停滞；还是想方设法推进项目发展，回到多价值应用的轨道上？

答案又是清晰的。没有可调度的高性价比智能硬件并能服务于更好运营的设备厂家将面临现实窘境。没有对运营的足够理解及投入，没法闭环解决用户的价值焦虑，难以在储能市场上站住脚。

■ 天合光能：直接引发三重市场反应

以江苏为例，综合加权电价差下调了0.2元/kWh，对于前期用户侧储能收益率影响很大，收益率急剧下滑至投资边界线以下。 这一变化会直接引发三重市场反应：

（1）投资方愈发谨慎投资，客户分成比例将由原先3:7调整成1.5:8.5，对应的居间费等都会受此影响；

（2）系统配置向4小时长时储能演进，市场会激发4h储能需求，将2h调整为4h系统；

（3）投资模型将从原来的两充两放10年调整成一充一放15年。 同时根据PVsyst模拟测算，江苏分时电价新政将深度影响全年发电量至少41.2%，存量光伏项目收益影响较大。而通过光储融合模式可实现能量时移，实现光伏发电100%自发自用，并能规避EMC电价与网电矛盾。

■ 鹏辉能源：整体来看利好居多

整体来看是利好居多，例如江苏2025年新政增设午间谷段，对比光伏，企业期间选择市电更为划算，如果配套工商储系统的企业，它的能源管理更为灵活，可以在白天把光伏多余的电以及谷段的电储存起来，提高光伏的使用率以及参与电力市场交易、节省电费支出；并且可以和光伏资源互补绑定，光伏余电优先存储而非低价上网，并通过“谷电储能+峰电自用”，帮助企业减少高价购电依赖。

■ 新艾电气：工商业储能的黄金政策区

分时电价政策总体上是利好，江苏堪称工商业储能的“黄金政策区”，此次电价调整主要实现了：

（1）价差突破天花板：新规让1万伏工业用户峰谷价差拉大到每度电0.62元，全国最高。

（2）分时电价：夏天中午11点到1点新增低谷期——正好用光伏充电；晚高峰延长到8小时（下午2点到晚上10点）——储能放电时间翻倍，对此新艾电气也有布局，比如为制造业客户定制“午间快充+晚高峰放电”方案等。

■ 创维储能：两大利好和一大挑战

江苏新政从利好方面来看，主要包括增加收益途径和明确充放电价格这两点。

（1）增加收益途径：鼓励工商业用户配置储能装置，通过优化用电时段降低成本。储能项目可参与电力现货市场交易，低充高放获取收益，迎峰度夏（冬）期间还能作为负荷集成商或虚拟电厂用户参与电力需求响应，进一步增加收益来源。

（2）明确充放电价格：2026年底前，夏、冬两季尖峰时段向电网反向放电的，参照当月电网代理工商业购电同电压等级尖峰到户电价结算；其他时段向电网反向放电的，参照我省燃煤发电基准上网电价0.391元/千瓦时结算，这为储能设施的充放电运营提供了明确的价格依据和收益保障。

主要挑战则是，工商业储能依赖的峰谷价差有所缩小，从约0.7-0.8元/度降至0.64元/度，依靠传统峰谷套利的盈利空间受到一定挤压，促使储能项目需要寻求更多元化的盈利模式和更高效的运营策略。

2

山东

关注指数：✮✮✮

主要特点：作为电力现货市场试点省份，山东构建了储能容量租赁、电量交易+ 辅助服务的三维收益模型，为工商业储能项目提供了多元化的盈利途径。

代表性企业具体观点：

■ 弘正储能：储能的多价值属性回归

未来，以山东为例，光伏消纳类储能、峰谷套利类储能、台区储能类多元推动，还原并实现了储能的多价值属性，储能本来的模样，不是一个充电宝的机械理解。

■ 天合光能：企业需具备快速响应能力

山东分时电价调整为工商业储能带来利好。以天合测算的山东酒店项目为例，政策允许深谷时段充电后，储能从“两充两放”升级为“三充三放”，结合光伏多余电量充电，电费节省率提升4.5%。这表明分时电价细化后，企业可通过灵活调度扩大峰谷价差收益。

但政策频繁调整也要求企业具备快速响应能力，天合的“光储云”通过实时电价预测和负荷匹配，动态优化策略，降低政策波动风险。

■ 海尔新能源：储能项目配置新逻辑

山东出台了“五段式”分时电价机制，对于多数储能投资商来讲，传统山东区域并非核心工商储投资地，但海尔新能源自2024年就在此区域落地大量用户侧储能项目。其落地的用户侧储能项目配置逻辑并非传统的“两冲两放、峰谷套利”，而是“光储协同、动态充放”。

山东是较早参与市场化交易的区域之一，今年2月份，山东省分布式光伏上网部分的15%交易电价为0.05元/KWh，而4月份的市场化交易电价更是低至0.0159元/KWh 。在此情况下，配置储能就可将这部分低价电量储存起来，在下午高峰时段释放，而下午峰段价格高达1.3元/KWh，如此一来，“光储协同”模式通过合理调配电力，有效提升了储能项目收益，也为工商业储能在山东的发展开辟了新路径。如在前段时间交付的山东济宁的光伏电站配储项目，就是通过主动配储，使光伏电站投资整体收益提升10%。

■ 创维储能：山东一充一放市场释放

山东在光伏大发时段（11:00—14:00）电价降幅达90%，山东区域一充一放市场得到充分释放，创维储能已在山东投资的项目收益更为良好。

不过，在一充一放的市场模式下，储能 EPC 企业面临着严苛的成本控制考验。这种环境不仅要求企业精准把控设备采购、工程建设、系统集成等各环节成本，企业要快速定位优质项目，优化方案设计，提升项目全生命周期的经济性与稳定性。

3

其他区域

关注指数：✮✮

主要特点：浙江、湖南、广东为工商业储能投资热土。其中，广东、安徽等地暂未限制工商业光伏项目的自用比例，但鼓励光储协同或参与市场化交易，储能可作为增值选项。此外，湖北允许超限电量次年补结，储能可优化年度电量分配。

■ 联盛新能源：这三地工商储具备吸引力

浙江：中午低电价窗口配合光伏充电，一天充放两次，能效更高。尽管电价差略缩小，但只要策略得当，项目仍具吸引力。

湖南：峰谷价差超1元/度，回本周期短，是当前储能投资热土。但政策波动大，需警惕调整风险，建议重点布局“光储+负荷管理”场景。

广东：拥有全国最大电价差，叠加地方补贴，收益空间广阔。工商业储能竞争激烈，建议通过智能系统参与市场交易，提升套利能力。

■ 新艾电气：湖北大工业用户储能迎来春天

钢铁、化工企业价差涨到0.58，项目回本周期缩至5年，但商业用户遇冷，中午光伏最好的时候，电价竟是平段，储能在商业楼宇少了用武之地，但小商户未强制分时，市场难打开。对此，新艾电气的策略主要是在湖北聚焦大型工厂重点配储项目，比如为武钢配套“储能+余热回收”组合方案，绕开商业陷阱。

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