文章核心观点 - 中国各地分时电价政策改革差异显著，正彻底重构储能行业发展逻辑，行业站在“政策托底退坡、市场竞争提速”的十字路口，需在波动的价格信号中寻找新的盈利路径 [1] 电价政策改革与地区差异 - 山东省2025年全面推行“五段式”分时电价，尖峰电价较平段上浮100%，深谷电价下浮90%，深谷电价低至0.2元/千瓦时，尖峰电价达1.2元/千瓦时，最大价差近1元，使工商业储能项目回收周期缩短2-3年 [2] - 四川省2026年电力市场交易方案（征求意见稿）侧重与电力现货市场衔接，零售企业可与用户协商签订分时电价合同，实现电价时段与价格全开放，打破传统固定峰谷差的“价格保险” [2] - 江苏省优化电价政策，将分时电价执行范围扩大到几乎所有工商业用户，同时赋予100千伏安以下用户自主选择权，并针对新能源消纳增设午间谷时段 [3] - 浙江省2025年10月征求意见稿调整工商业分时电价浮动比例，导致储能项目加权电价价差从0.8337元/千瓦时降至0.5961元/千瓦时，降幅达28.5%，工商业储能收益率直接打七折 [3] 行业发展现状与挑战 - 截至今年9月底，中国新型储能装机规模突破1亿千瓦，占全球总装机比例超40%，跃居世界第一 [4] - 2025年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加120小时 [4] - 行业面临峰谷套利空间被压缩的困境，中国省内现货市场最高电价仅1.5元/千瓦时，远低于国外部分地区高峰电价的10元/千瓦时 [4] - 现货市场极端价格现象频发，今年4月山东分布式光伏现货交易均价跌至0.0159元/千瓦时，浙江甚至出现全天-0.2元/千瓦时的负电价 [5] - 成本方面，10万千瓦时级储能项目初始投资约1.2亿元，部分地区回收周期长达8年 [5] - 技术方面，76.4%的储能项目时长集中在2小时，长时储能技术仍处于示范阶段 [5] - 机制方面，中长期价格调整机制难以跟上现货市场变化，导致储能项目风险对冲能力不足 [5] 行业破局路径与未来展望 - 企业应根据不同省份电价特点优化项目布局：在山东、江苏等价差较大地区重点布局用户侧、电网侧储能；在四川等现货市场起步地区探索“储能+新能源”一体化模式；在浙江等价差收窄地区聚焦长时储能技术研发和多收益模式创新 [6] - 《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，2027年全国新型储能装机规模要达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元 [7] - 技术创新是降低成本核心路径，300兆瓦级压缩空气储能、100兆瓦级液流电池储能项目已实现并网，钠离子电池等新技术加速商业化 [7] - 商业模式创新能有效拓宽盈利空间，如广东储能项目参与需求响应，江苏“储能+绿电交易”模式让项目收益提升20%以上，山东虚拟电厂整合分布式储能资源参与电网调峰 [7] - 政策机制需完善，包括建立分时电价动态调整机制、加快建立市场化容量补偿机制、完善跨省跨区储能交易规则等 [7] - 储能产业已进入市场化竞争深水区，政策作用从“直接扶持”转向“搭建平台”，企业需提升市场预判与成本控制能力 [7]

分时电价机制调整背景与趋势 - 全国多个省份密集调整分时电价机制，通过价格杠杆引导错峰用电以应对夏季用电负荷攀升 [2] - 2021年国家发改委要求优化峰谷时段划分和电价浮动区间，2023年起新能源大省推行"动态分时电价" [4] - 调整方向包括：建立季节性差异化机制、拉大峰谷价差、扩大执行范围，山东、四川、江苏等省已落地创新政策 [4][5] 各省分时电价政策特点 - **山东**：首创"五段式"分时电价（尖峰/高峰/平段/低谷/深谷），深谷电价低至0.25元/kWh，尖峰电价达1.2元/kWh，峰谷价差显著 [4][5] - **四川**：分季节划分峰平谷时段，夏季峰平谷时长分别为10/8/6小时，春秋季为7/7/10小时，取消冬季尖峰电价并延长夏季尖峰时段至3小时 [5] - **江苏**：6月起调整计价基础（用户购电价格替代到户电价），峰段上浮80%、谷段下浮65%，实际峰谷价差缩小 [7][8] 政策影响与行业反应 - **用户侧**：山东通过分时电价引导午间填谷负荷达583.87万千瓦，新增新能源消纳23亿千瓦时 [6] - **储能行业**：江苏工商业储能收益受冲击，峰谷价差从0.85元/kWh降至0.65元/kWh，平谷价差下降25%，"两充两放"模式需调整为"一充一放" [8][9] - **发电企业**：四川分时电价调整预计减少西昌电力2025年净利润540万元，乐山电力电力业务收益减少850万元 [12] 行业转型与未来方向 - 储能企业探索虚拟电厂、现货市场等新模式，江苏将于6月启动电力现货市场长周期结算试运行 [10][11] - 发电企业需提升市场响应能力，适应分时电价对中长期协议的价格传导效应 [13] - 政策调整推动电力系统从固定价差套利转向市场化供需调节，要求产业链整合技术、运营与生态资源 [9][13]

分时电价机制调整概况 - 全国多个省份密集调整分时电价机制，运用价格杠杆引导错峰用电，江苏省新政策将于6月实施[1] - 山东、四川等省已在今年出台政策完善分时电价机制，江西、安徽、贵州等省则在4月或5月征求意见[1] - 建立季节性差异化分时电价机制，进一步拉大峰谷价差并扩大执行范围是各省共识[1] - 分时电价改革能够鼓励电力用户错峰用电，减轻发电企业和电网供电压力，同时帮助中小企业降低用能成本[1] 各省分时电价调整特点 - 山东构建"五段式"分时电价体系，将全天划分为"尖峰、高峰、平段、低谷、深谷"五个时段[2] - 山东4月35千伏一般工商业电价中，深谷时段执行0.25元/度，晚高峰电价1元/度，尖峰时段电价1.2元/度[2] - 四川分季节划分峰平谷时段，夏季峰平谷时长分别为10、8、6小时，春秋季峰平谷时长分别为7、7、10小时[3] - 四川调整尖峰电价执行时间，取消12月和1月尖峰电价，7月和8月尖峰时长由2小时调整为3小时[3] 分时电价调整原因 - 电气化程度提高导致电力负荷峰谷差增大，新能源占比提高导致出力波动性增加[3] - 新能源出力时段变化需要调整电价机制反映真实供需关系，如将光伏出力高的11点至14点从峰段调整为低谷或深谷时段[3] - 山东通过分时电价引导，2024年午间增加填谷负荷最高达583.87万千瓦，增加新能源消纳量23亿千瓦时[4] 江苏电价改革特点 - 江苏将工商业用户分时电价计价基础由用户到户电价调整为以购电价格为基础，并优化峰谷浮动比例[6] - 执行两部制电价的用户，峰段较平段电价上浮80%，谷段较平段电价下浮65%[6] - 新政缩小浮动对象范围，导致用户感受到的峰谷价差实际缩小[6] - 江苏新政前后峰谷价差从0.85元/kWh降到0.65元/kWh，平谷价差从0.37元/kWh降到0.28元/kWh，降幅约25%[7] 对储能行业影响 - 江苏新政导致工商业储能项目收益下降，充放电模式需从"两充两放"改为"一充一放"或"两充一次高峰放一次平段放"[7] - 江苏曾是国内工商业储能投资高地，但新政将促使资方和企业调整预期[8] - 储能企业需创新收益模式，如与虚拟电厂或售电结合，同时面临老资产模式转变挑战[9] - 江苏6月起将开始电力现货市场长周期结算试运行，为储能企业提供新机会[9] 对发电企业影响 - 四川省分时电价机制调整预计减少西昌电力2025年净利润540万元，减少乐山电力2025年电力业务收益850万元[10][11] - 调整导致全年增加低谷时长180小时，减少平段时长180小时，高峰时段由用电价格较高的春秋季调整到价格较低的夏季[11] - 分时电价对供电双方签订中长期协议具有价格指导作用，可能对发电企业收入造成多级传导影响[11]