2025年，隨著“強制配儲”時代結束，儲能行業正處于從“政策驅動”轉向“市場驅動”的探索期。國家與地方政策密集出臺，分時電價機制持續演變，電價收益波動加劇、難度攀升。儲能如何在市場交易中找準定位、實現收益最大化，已成為產業亟待破解的難題。

取消峰谷電價浮動

工商儲套利模式生變

最近的儲能電力市場變化頻頻，四川率先扔出一枚“炸彈”。其2026年電力市場交易總體方案（征求意見稿）的中提出“在要求執行尖峰電價的月份和日期（即夏季7月、8月?），原執行峰谷電價的批發和零售用戶仍須按照分時電價政策繼續執行峰谷電價”，多家解讀為“其余10個月分時電價消失”“四川工商儲怕是涼了”等，讓眾多項目業主“慌了神兒”。

隨著討論升溫，官方也采取了相關建議進行補充，在12月3日正式發布的《四川2026年電力市場交易總體方案》及《四川電力市場規則體系V4.0》的通知中，再次明確“原執行峰谷電價的批發和零售用戶仍須按照分時電價政策繼續執行峰谷電價。其中批發用戶市場交易電價、零售用戶的聯動價格部分，不執行峰谷電價浮動”。

該政策既保留了原本的峰谷價差套利的收益，又為儲能市場化改革保留了一定的空間，即批發用戶市場交易電價、零售用戶的聯動價格將由市場供需決定，價差可能擴大也可能收縮，收益失去“政策保底”，定價邏輯逐漸走向市場化。

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布《關于2026年陜西電力市場交易相關重要事項的提示》中提到“2026 年市場化用戶(批發用戶、零售用戶，下同)分時價格不再執行峰谷浮動政策，售電公司代理用戶電價將主要由市場內全部售電公司與電廠間的批發均價傳導形成”。

該政策也取消了事先劃定峰谷時段與固定浮動比例的模式，轉向由市場供需決定、實時波動的分時價格，項目價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整，都指向同一個趨勢：原先由政府劃定時段、設定浮動比例的行政性峰谷定價模式或將終結，工商業儲能靠峰谷套利“躺賺”的日子將不復存在。同時電價的波動性增強，意味著項目部分收益的不確定性將大幅增加，如果不主動探索更靈活、更多元的收益模式，企業將難以在日趨市場化的環境中保持穩定回報與長期競爭力。

各省分時電價大變動

推動儲能市場化進程

2025年，“市場化交易”成為我國電力行業發展的核心關鍵詞?！?36號文”終止了實施八年的強制配儲政策，釋放市場選擇信號；隨后“394號文”加速推進電力現貨市場建設，深刻改變行業生態。

9月，國家發改委發布的《電力中長期市場基本規則（征求意見稿）》，首次明確將儲能企業、虛擬電廠等新型主體納入市場成員，并賦予儲能“雙重身份”：獨立儲能在放電時段按發電企業身份參與交易，在充電時段按電力用戶身份參與交易。這意味著儲能正式成為與發、售、用各方同臺競技的市場經營主體。

與此同時，修訂后的《輸配電定價成本監審辦法》進一步明確：抽水蓄能電站、新型儲能電站、電網所屬電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本。《省級電網輸配電價定價辦法》也明確：抽水蓄能電站、新型儲能電站、電廠資產不得納入可計提收益的固定資產范圍。

這一調整推動了儲能從“靠政策吃飯”向“憑本事賺錢”的轉變，其收益與成本需由真正使用服務的市場主體承擔，儲能項目必須通過市場競爭“自食其力”。

在地方層面，各省政策呈現差異化推進。部分省份縮減峰谷價差，倒逼儲能收益模式的多元化。

江蘇將上午及午間調整為平段或谷段，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月電價為例，2025年平均價差較2024年同期下降約39.3%，度電收益同比降幅達47%。

浙江通過“早峰變平、晚峰后移”，加上輸配電價、政府性基金及附加等不再參與電價浮動，使得峰谷價差降幅超過22%。以1MW/2MWh儲能系統測算，在12月代理購電價格下，若執行新政策下的“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%，投資回報周期也將延長1.5~2年。

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

而部分省份則著力完善市場機制，拓寬儲能收益渠道。

今年6月起，江蘇啟動全省電力現貨市場長周期結算試運行。按照國家部署，2025年底前福建、四川、遼寧、重慶、湖南等多省將啟動現貨市場連續結算試運行，這為儲能參與實時市場、獲取波動收益打開了新窗口。同時甘肅、陜西鼓勵儲能與虛擬電廠入市；甘肅、內蒙古、河北等地還推出容量電價或補償機制，為儲能提供一定收益保障，緩解“看天吃飯”的壓力。

無論是縮減價差“加壓”，還是完善機制“搭臺”，各省政策都指向同一目標，即推動儲能從“政策驅動”走向“市場驅動”。從短期來看，行業正面臨收益模式重構的陣痛；但長期而言，這有助于儲能擺脫政策依賴，真正擁有適應市場、自主盈利并持續創新的能力。

三大路徑逐步成熟

儲能多元化收益模式愈加清晰

隨著政策導向的轉變，各地對儲能多元化收益模式的探索日趨明晰，并積極出臺多項政策推動儲能市場化進程。

第一，通過參與電力市場交易獲取收益。

獨立儲能電站正以“雙重身份”融入電力市場：充電時作為用戶，放電時作為發電企業。

如四川已明確獨立儲能可分別以這兩類主體身份參與省內市場交易；貴州也規定，參與現貨市場的獨立儲能在放電時按照報量不報價新能源企業結算價格及方式結算，充電時按照市場化交易用戶結算方式結算。

第二，參與輔助服務市場獲得調峰、調頻等補償。

據世紀儲能不完全統計，超11個省份發布關于輔助服務市場相關政策，對調峰、調頻標準進行調整。

如寧夏虛擬電廠調峰交易申報價格上限暫保持0.19元/千瓦時，青海儲能調峰交易中電網調用儲能的調峰價格暫定0.3247元/千瓦時。

新疆獨立儲能、新能源配建儲能參與電網應急調峰，相應充電電量補償價格為0.262元/千瓦時；河南調頻里程額定容量的10%~15%，申報價格0~15元/MW；云南獨立儲能電站調頻里程申報價格范圍為3~8元/MW，市場出清上限15元/MW等。

第三，容量電價機制將提供更多收益。

2025年，甘肅、寧夏等多地發布新型儲能容量補償政策，并積極推動相關項目的落地。

如甘肅擬建立覆蓋煤電與新型儲能的發電側容量電價機制，并擬將電網側新型儲能納入容量電價補償范圍，標準定為330元/千瓦·年。

寧夏提出分階段執行容量電價的機制，2025年10~12月按100元/千瓦·年執行，2026年1月起提高至165元/千瓦·年，并設置了相應的運行考核機制，如在儲能運行期間，月內發生三次非停將扣減當月容量電費，全年有三個月發生，取消其未來一年獲取容量電費的資格。

按照以上的多元化收益計算，以甘肅100MW/400MWh儲能電站為例，容量費用=4/6*100MW*0.8*330元/kW=1760萬元/年（容量電費=申報容量×容量供需系數×容量電價）。在輔助服務市場，其月均調頻收益大致在200~300萬元之間，其最低收益也在1960萬以上，顯著提升了項目收益的穩定性與可預期性。

總結來看，三大路徑并行發力既破解了此前儲能項目收益單一、回報不確定的痛點，也為企業參與儲能投資提供了清晰指引。隨著各地政策持續細化、補償標準逐步完善，儲能項目盈利穩定性將進一步提升，加速推動行業從政策驅動向市場驅動轉型。

2026年，隨著電力現貨市場實現全覆蓋，儲能可靈活參與跨時段、跨品種交易，市場機制將持續完善，收益模式也更加多元，“儲能+”的創新模式將加速推廣。在“儲能市場化”的驅動下，一個萬億級藍海將全面爆發！