近日，湖南省发改委起草了《关于完善我省分时电价政策及有关事项的通知(征求意见稿)》，并向社会公开征求意见。
针对分时电价变局下工商业储能何去何从，又引发业界热烈讨论。从全国多地分时电价不断变化中，可以看出，运动变化的分时电价或将成为产业常态，在此背景下，如何保障工商业储能项目收益?
高工储能简单梳理了五个问答，希望厘清不断变化的分时电价对工商业储能的影响，并进一步探讨2025工商业储能发展风向。
一、什么是分时电价?
分时电价是指根据电力系统运行状况和电网的负荷变化情况，将每天24小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，峰谷之间的度电价差可达0.5-1元。
二、分时电价的变化频率有多大?
截至2023年底，全国29个省份已经陆续发布完善的分时电价政策。从内容上看，主要是完善峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等。各省分时电价机制内容大体相同，部分有差异，大部分省份的峰谷价格较平段上下浮动约50%，部分省份峰谷价差则更大，最大达4.5:1。
从电价调节结果来看，其中今年1-9月，浙江实现工商业企业电价稳中有降，相较去年同期，全省平均电价下降1.2分/千瓦时。浙江的电价浮动也是全国的重要案例。
以湖南这次调整来看，时段划分为夏季月份(7月、8月)尖峰：20:00-24:00;高峰：16:00-20:00;平段：24:00-次日1:00，6:00-12:00，15:00-16:00;低谷：1:00-6:00，12:00-15:00。
冬季月份(1月、12月)尖峰：18:00-21:00;高峰：15:00-18:00，21:00-23:00;平段：7:00-15:00;低谷：23:00-次日7:00。
其余月份高峰：17:00-23:00;平段：6:00-12:00，15:00-17:00，23:00-次日0:00;低谷：0:00-6:00，12:00-15:00。
三、分时电价四大影响
援引南方电网能源发展研究院的相关观点来看：
一是分时电价引导系统各环节灵活性资源合理运用，在谷时段充电、用电，高峰时段发电、放电。
根据《中共中央 国务院关于全面推进美丽中国建设的意见》，到2027年，新增汽车中新能源汽车占比力争达到45%。可见，随着灵活性资源体量的不断增长，其在削峰填谷、缓解电力保供压力方面的作用将会越来越大，需采取有序用电、拉闸限电的极端场景将越来越少。
2024年12月底，四川发改委《关于进一步调整我省分时电价机制的通知(征求意见稿)》中峰谷时段最主要的调整是：夏季7月至9月中午时段(12至15点)从原来平段调整为高/尖峰时段;7月和8月的尖峰时段由2小时增加至3小时。一方面，对于光伏发电的收益带来利好，另一方面，不利于促进用户在这一时段用电，影响光伏发电的消纳。
二是峰谷电价价差的拉大，储能削峰填谷套利的空间增加，有助于激发社会资本投资建设发电侧及用户侧储能的热情，在碳达峰碳中和的背景下缓解电网投资压力。
以广东为例，峰谷电价政策与电力现货市场运行机制双管齐下，对能源的多样性不断探索。例如，广东梅州宝湖储能电站作为我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，迈出了储能市场化新商业模式的第一步，有一定的借鉴参考意义。
三是由于用电习惯不同产生差异性电费，用户会切身感受到电价变化，有助于提高用户对电价变化的敏感度，更好地引导用户用电行为，进一步形成更加合理的反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的电价机制。
例如贵州通过引导127户企业从白天调至夜间低谷时段生产，节约用户电费成本3640万元。
四是在电网运行方面，目前以省为单位执行峰谷分时电价，存在加重局部电网运行压力的风险。
部分省内城市因新能源建设不均匀，反映其供需关系的峰谷时段与整个省的峰谷时段不相匹配，用户在整体划分的峰谷时段引导下调整负荷，可能造成部分时段局部电力紧缺或过剩，增大局部电网运行压力。推进建设全国统一电力市场，可将全天真实的供需关系以节点电价的形式反映出来，进而有助于各省区对分时电价作进一步针对性调整。
四、对工商业储能产业影响几何?
峰谷套利已经不再是工商业储能盈利唯一衡量的标准。
比如湖北新政策规定，分时电价谷段从原来的一段(23:00-次日7:00)拆分为两段(0:00-6:00、12:00-14:00)，储能可拓展为“谷充平放”“谷充尖放”的两充两放运行模式。调整后，储能第一次可在凌晨00:00-6：00充电、7:00-12:00放电，实现“谷充平放”，储能第二次可在12:00-14:00之间充电，在尖峰时段放电，实现“谷充尖放”。
而湖南省此次分时电价的调整，针对工商业用电及农业生产用电用户，平段电价由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成，全年高峰、平段、低谷电价浮动电价比为1.6：1：0.47，尖峰电价在高峰电价基础上再上浮20%。总体来看，对于储能项目的账面收益影响并不大。
但从2024年工商业储能存量项目运行的情况来看，当前工商业储能项目面临的主要问题包括变压器容量限制和项目冗余导致的充放电次数与充放电量无法保证，以及投资收益率的不确定性。
行业通过经过一段内卷后，逐步恢复理性，着重于准确的容量核定和专业的投资分析，以提高产能利用率和收益率。
电力市场化对项目收益的影响及工商业储能与售电公司紧密合作的商业模式越来越受到重视。
五、分时电价变局下，工商业储能何去何从?
随着分时电价的不确定性越来越明显，储能技术变得越来越重要。
在山东等地区，由于中午时段可能出现负电价，光伏自发自用的经济性受到挑战，使得光储结合成为一种必然趋势。未来，随着分布式光伏的增长，没有储能系统支持将难以应对市场化价格的波动。
储能的必要性也推动了对智能微电网和出力与负荷曲线拟合等系统性工程问题的关注，虽然当前直接的经济收益可能不明显，但储能投资对于新能源资产的长期发展至关重要。
从商业模式来看，光储充是一个高增长的细分市场，尤其在充电桩运营方面。通过储能系统可以突破充电桩功率容量限制，提高充电效率和翻台率，从而实现盈利空间增大。此外，光储柴微网也是确定的商业模式，尤其适用于离网和弱网区域。
