價差大幅收窄VS成本居高不下，儲能項目盈利空間遭雙重擠壓！

4月8日，海瀾電力副總經理孫菁向經濟觀察報表示，在行政分時電價取消后，有很多工商業儲能的投資方找上門來，希望企業幫助儲能項目更有效地參與電力交易。海瀾電力是江蘇省最大的民營售電公司之一。

行政分時電價曾是工商業儲能直接且主要的利潤來源。在原有分時電價政策框架下，儲能電站可通過“高峰（尖峰）時段放電、低谷（深谷）時段充電”的模式節省電費，這也成為工商業儲能的主要收益模型，即峰谷價差。過去，峰谷價差越大的地區，越能吸引工商業儲能項目落地。

按照2025年底國家發展改革委、國家能源局印發的《電力中長期市場基本規則》，自2026年3月1日起，直接參與市場交易的經營主體，不再人為規定分時電價水平和時段。

行政分時電價取消后，分時電價由電力市場形成，因此工商業儲能想要通過充放電實現盈利，必須參與到電力市場中來。工商業儲能需在電力市場中購買低價電，并在高價時售出給用戶才能實現盈利。

“電網側獨立儲能電站早已進入電力市場進行交易，工商業儲能的情況則更為復雜，因為工商業儲能還涉及與電力用戶及其售電公司的協調。”蘇州生利新能源科技有限公司營銷總監卓云開表示。該公司的主營業務是儲能電站運營交易和售電公司托管交易。

收益模型突變

“前兩年投建的很多儲能電站，運營策略都很簡單，主要依據行政分時和業主負荷來設定充放電時間段；現在儲能電站要實現盈利，需要更為復雜的交易策略。”卓云開說。

卓云開舉例，部分地區已實行市場分時電價，意味著一天內可能有多個峰谷時段，如果工商業儲能要進入電力市場交易，就需要頻繁操作，以實現峰谷差價。此外，由于電力市場通常以15分鐘作為一個交易節點，一天有96個交易節點，這對操作的要求很高。

一位售電公司人士向記者表示，現在市場上有很多售賣24小時分時電價預測模型的企業，無論準確性如何，大都預測午間電價低、晚間電價高，即因光伏出力而產生電價“鴨子曲線”——采光更好的中午時段，電價更低。在“鴨子曲線”下，工商業儲能大概率只能實現一次充放電操作，而此前行政性分時電價下大多可完成兩次。

部分地區充電價差也出現大幅收窄。2025年3月—10月，河北南網現貨實時出清平均價格最大價差約0.2元/kWh—0.3元/kWh。此前各省峰谷價差能達到0.62元/kWh—0.8元/kWh。

工商業儲能的多數項目，所獲收益需要和客戶共享，同時還需支付資金成本。因此，收益下滑后，這類項目可能既無法兌現給用電企業的收益承諾，也難以覆蓋資金壓力。

卓云開表示，今年以來儲能的精細化運營和交易需求明顯高于往年。他所在的公司前兩年在拓展業務時主要靠推薦，現在通過地推也能找到不少客戶。“之前，對工商業儲能項目而言，與其精細化運營，不如多建幾個場站。”

多方如何協調利益

行政分時電價取消使得工商業儲能項目需要頻繁參與電力現貨市場交易，但在這個過程中，又面臨與電力用戶和售電公司間的利益協調。

卓云開表示，工商業儲能電站與電力用戶使用同一條電線接入電網，電線上裝配有配電變壓器，如果兩方均在同一時刻大量購入電力，可能導致變壓器出現故障，同時也可能提高電力用戶的基本電費。峰谷套利獲得的利潤，有時甚至還不夠基本電費的提升幅度。

基本電費是用戶為使用電網容量支付的費用，分為按需計費和按容計費兩種，一般而言需求越高，電費越貴。

卓云開說，儲能精細化運營需要搭建需量跟隨系統，自動監測變壓器容量的使用情況，智能化動態調整自己的充電模式。極端情況下，即使電價較低，但企業負荷較高時，工商業儲能也要停止充電。“工商業儲能不能只關注電價，還要關注變壓器價格、基本電費等。”卓云開表示。

在現行電力市場規則下，單個電力用戶在固定交易期限內，只能通過一家售電公司參與電力交易，工商業儲能也包含在該電力用戶之內，即工商業儲能只能通過電力用戶選定的售電公司參與電力交易。上述售電公司人士表示，售電公司對工商業儲能電站充放電策略擁有決定權，當兩方策略發生分歧時，通常要優先保證電力用戶的利益。

在機制設置上，工商業儲能項目與售電公司也存在矛盾。工商業儲能電站在谷段多充電，在峰段多放電可提升收益。但對售電公司而言，工商業儲能電站在峰段放的是谷段價格的電，等于用低價電替代了高價電，降低了批零價差。而售電公司是通過批零價差賺錢，收益會減少。

陽光電源方面向記者表示，針對工商業儲能項目如何與電力用戶和售電公司實現協調問題，目前陽光電源提供的設備會搭配優化的算法策略，并不斷進行迭代，以更好適配電力用戶和售電公司的電力交易策略。

“但工商業儲能資方對于收益的需求是迫切的。很多工商業儲能項目如果資金成本高，通常要求售電公司實現更高的收益。”卓云開說，由于市場上儲能電站的具體情況參差不齊，公司在選擇工商業儲能項目時，會根據電站運行情況出具詳細分析報告，明確接手后收益提升空間，不會盲目承諾高回報。