对储能从业者来说，2026年最值得关注的增长点，莫过于分时电价“市场化剧变”带来的储能需求。

截至目前，全国已有9地政策明确：取消政府核定的固定分时电价。3月1日起，所有直接参与电力市场交易的主体，彻底告别“固定时段、固定电价”的旧模式，电价高低全由市场供需实时说了算。

对储能人来讲，分时电价的市场化改革背后，不仅有政策东风，也有市场刚需红利。在此番发展风口上，谁能抢占市场先机？让我们从不同主体的变化与应对措施说起。

工商业用户的降本刚需

分时电价调整后，最慌的是工商业用户。

首先，对于大型高耗能企业（电解铝、化工、钢铁等）来讲，单纯靠错峰生产的局限性越来越大。这类企业面对巨大的耗电量，需求非常明确——要能落地、能见效的储能解决方案。他们更愿意为长期收益买单，随着电价改革在全国范围内推进，大型工商用户市场的黄金窗口逐渐扩大。

比如宁德时代在山东华勤绿能打造的山东省规模最大的工商业储能项目——30MW/60MWh储能项目，总投资1亿元。这套储能系统不仅解决了企业屋顶光伏弃光浪费的问题，而且据行业媒体报道，通过利用峰谷电价差，每年为华勤绿能减少电费支出约668万元。充分印证了储能对大型工商用户的核心价值。

中小工商业用户同样关键。它们的负荷刚性更强、议价能力更弱，高峰电价上涨可能带来10%—15%的用电成本增加。

对于这部分用户，“共享储能”需求将持续扩大——既不用大额投入，还能享受储能平抑峰谷价差、降低电费的优势。

比如，位于江苏南通洋口镇的华东最大共享储能电站，配置达20万千瓦/40万千瓦时，聚合周边多家中小工商业用户，帮企业规避尖峰电价成本，浙江长兴某企业仅使用该电站20%—25%的储能容量，就实现了用电成本的大幅降低。

新能源的突围关键

对新能源侧储能来说，与其说分时电价调整是“行业机遇”，不如说是“倒逼出来的刚需”。

光伏出力高峰在午间，而此时市场化电价往往跌入低谷。这意味着，没有储能配套的光伏项目，发电收益可能连成本都覆盖不了。

风电的随机性、波动性更突出，想匹配实时电价波动、稳定收益，必须靠储能平滑出力曲线。所以风光项目要落地、要盈利，必须绑定储能。

所以，新能源侧储能的需求将迎来爆发式增长——不仅要配套储能设备，还要能联动辅助服务市场，帮助新能源企业挖掘调峰附加价值，实现收益稳定。

发改委明确提出，要支持风光储联合单元参与电力市场，完善辅助服务市场建设，这无疑为我们拓展新能源侧储能市场提供了政策支撑。

简单说，以前做光储融合是“加分项”，现在是“必选项”，新能源企业的刚性需求，就是我们的核心机遇。

电网+售电的转型利器

分时电价市场化，正在倒逼电网企业、售电公司转型。这一转型同样离不开储能的支撑。

一方面，电网企业面临负荷波动加剧、安全运行压力增大的问题，而储能，正是平抑负荷波动、优化电力配置的关键。无论是强化电网平台功能，还是推动电力资源跨区域调配，都需要储能作为配套支撑，电网侧储能的规模化需求，正在加速释放。

另一方面，售电公司急需电价波动的风险对冲手段，而储能搭配虚拟电厂，正是其核心竞争力——虚拟电厂可聚合中小用户负荷，结合储能平抑电价波动，“储能+虚拟电厂+售电”套餐能高效吸引用户，也为我们开辟新赛道：依托售电公司与虚拟电厂，无需直接对接终端，即可快速规模化落地。

如何抓住黄金新局？

综上，在固定分时电价改革的浪潮中，储能已经成为更多领域的“刚需”。大型工商用户、新能源发电项目、电网与虚拟电厂，电力产业链的每一环节将持续释放出源源不断的需求，共同构成了储能行业的新一轮发展风口。

对储能企业而言，抢抓此次发展机遇，核心在于立足各领域刚需，实施场景化细分布局。

面向大型高耗能企业的定制化储能解决方案；针对中小用户重点布局共享储能，联动虚拟电厂聚合负荷，降低其参与门槛；发电侧推进光储融合、风储互补项目，在配套高效储能设备的同时，强化与辅助服务市场的联动，助力新能源企业挖掘多元收益；联动电网与售电公司，针对性提供电网侧储能配套、售电+储能+虚拟电厂一体化服务，依托其渠道快速实现规模化落地，降低终端对接成本。

与此同时，储能企业也需持续做好内功，夯实技术根基、优化成本管控，兼顾安全性与经济性，贴合行业高质量发展要求，在新一轮风口下抢占市场先机、实现持续突破。