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| 固定式分时电价取消趋势已定，工商业储能“凉凉”? |
| 来源：高工储能 作者：高工观察 时间：2026/1/6 |
近日，众多业内人士向高工储能抛出疑问：全国范围内固定式分时电价取消是否已成定局?这一变化对2026年工商业储能又将产生多大影响?
2025年12月，国家发改委与能源局联合下发的一份通知，给国内工商业储能行业投下了一颗“重磅炸弹”。这份通知刚出，便有业界人士直接定性为“分时电价取消”。但梳理文件核心要求可知，直接参与市场的工商业用户将告别政府规定的固定分时电价，转而执行随市场供需变化的灵活分时电价机制。
这一消息，几乎给曾经纯依赖固定峰谷价差“低价存电、高价卖电”的工商业储能判了死刑。那么，2026年工商业储能真的要“凉”了吗?
目前，占比最高的工商业储能项目经济性高度依赖峰谷电价差套利。派能科技国内营销副总经理彭宽宽坦言，虽然虚拟电厂、需求侧响应等模式在探索中，但峰谷套利仍是当前唯一相对稳定、可预测的收益来源。这种对电价政策的高度依赖，让行业极易受到政策调整的冲击。
而这场以“市场化定价”为核心的电价改革，正由此彻底重构储能行业的发展逻辑。用一句大白话说，以后工商业储能的玩法变了。
高工储能通过调研多地企业、采访行业专家亦发现，工商业储能并非迎来“末日”，而是站在了“政策红利退坡、市场竞争提速”的转型关口，曾经的“躺赚”模式落幕，多元盈利与技术创新成为行业破局的关键。
政策核心，并不是取消分时电价
要厘清这一政策的影响，首先需准确把握其核心导向。“很多人误解政策是取消分时电价，其实是把定价权从政府交给了市场。”国家发改委能源研究所相关专家解释，此次改革的核心并非否定分时电价机制，而是让价格信号更真实地反映电力供需关系。
回顾过往，政府会明确划分高峰、低谷时段，固定各时段电价浮动比例，企业只需被动遵守统一标准。
而新出台的规则，则呈现出三大关键变化：一是调整范围仅限直接参与市场的工商业用户，居民与农业用电不受影响;二是电价随供需动态波动，峰谷时段与价差不再固定，如山东实行“五段式”电价，尖峰电价较平段上浮100%，深谷电价下浮90%，最大价差近1元/千瓦时，而浙江延长午间低谷时段，直接压缩储能套利空间;三是中长期用电合同需包含联动价格部分，实现批零联动，降低单一固定价格带来的风险。
尤为值得注意的是，受各地资源条件、调峰需求差异影响，各地推出的电价新政也呈现出明显的地域分化特征。山东通过拉大峰谷价差激励储能参与调峰;四川侧重与电力现货市场衔接，除夏季高温时段外，允许企业协商签订分时电价合同;江苏则扩大分时电价执行范围，并增设午间谷时段引导光伏消纳;浙江的政策调整则因压缩套利空间，引发了行业对收益预期的重新考量。
行业阵痛:
部分项目暂缓，收益率面临重估
定价逻辑的重构直接传导至项目盈利端，固定峰谷价差的消失，对依赖单一套利模式的工商业储能项目形成了直接冲击。
浙江某储能集成商负责人坦言：“按照浙江新的电价政策，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%，收益率直接打七折。我们已经重新测算所有规划项目的经济性，部分小型项目不得不暂缓推进。”
这种盈利端的冲击并非个例。中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎曾指出，我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10元/千瓦时的水平，峰谷套利空间本就有限。
但在过去非良性发展过程中，“围剿”工商业储能的除电价政策引发的盈利困境外，还存在三大结构性痛点：1. 开发成本高：项目开发需综合评估多重因素，流程复杂、门槛高，制约快速落地;2. 安全问题突出：贴近生产场景环境复杂，设备选型、厂址布局等缺乏统一规范，存安全隐患，且跨部门审批机制不健全，合规手续办理受阻;3. 低价竞争致质量参差：行业竞争加剧使储能系统价格大幅下降，部分企业降本降质，导致系统可靠性下降、非计划停运率上升，甚至因集成商退出致设备无法运行，损害行业长期发展基础。
展望2026：
多元收益或将破局，洗牌不可避免
不过，政策调整带来挑战的同时，也催生了新的转型机遇。就在部分企业陷入焦虑之际，另一些企业已在政策变化中找到了新的盈利空间。
“山东的‘五段式’电价让我们的储能项目峰谷套利空间翻倍，回收周期能缩短2—3年。”山东省青岛市某储能电站运营负责人曾公开表示。
政策调整正在倒逼行业彻底告别单一套利模式，转向多元盈利转型。辅助服务市场成为新的利润增长点，储能通过参与调频、备用服务可获得额外收益。
在国内行业积极探索转型路径的同时，国外相关政策调整与行业发展经验，也为我国工商业储能的转型提供了有益参考。
比如德国议会通过《太阳能峰值法案》，正式取消负电价时段的光伏并网补贴，同时要求7kW以上新安装光伏系统若未配备储能，发电量将被限制在最大功率的60%。这一政策直接推动了德国储能市场的快速增长。
“德国的经验表明，政策调整并非否定储能价值，而是通过市场化手段引导储能与电力系统深度融合。”一位行业人士表示。
目前，德国还计划允许家庭储能系统直接参与电力市场交易，实现临时电网储能、削峰填谷等系统服务功能，这一模式值得我国工商业储能借鉴。通过拓宽储能的市场参与渠道，既能提升电网调节能力，也能为储能项目创造更多收益来源。
“工商业储能不会‘凉凉’，但行业将迎来新一轮洗牌。”众多业界人士如是判断：取消固定式分时电价是电力市场化改革的必然趋势，其核心目的是通过价格杠杆引导资源优化配置，推动储能从“政策驱动”向“市场驱动”转型。
对于企业而言，适应市场化转型的关键在于提升市场感知与应对能力。
比如在山东、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。
取消固定式分时电价，正是行业迈向成熟的新起点。正如一位不具名的行业人士所言：“储能产业已进入市场化竞争的深水区，政策的作用从‘直接扶持’转向‘搭建平台’。未来，工商业储能需要的是谨慎，想躺着挣钱不可能了。”
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