近日，眾多業內人士向高工儲能拋出疑問：全國范圍內固定式分時電價取消是否已成定局?這一變化對2026年工商業儲能又將產生多大影響?

2025年12月，國家發改委與能源局聯合下發的一份通知，給國內工商業儲能行業投下了一顆“重磅炸彈”。這份通知剛出，便有業界人士直接定性為“分時電價取消”。但梳理文件核心要求可知，直接參與市場的工商業用戶將告別政府規定的固定分時電價，轉而執行隨市場供需變化的靈活分時電價機制。

這一消息，幾乎給曾經純依賴固定峰谷價差“低價存電、高價賣電”的工商業儲能判了死刑。那么，2026年工商業儲能真的要“涼”了嗎?

目前，占比最高的工商業儲能項目經濟性高度依賴峰谷電價差套利。派能科技國內營銷副總經理彭寬寬坦言，雖然虛擬電廠、需求側響應等模式在探索中，但峰谷套利仍是當前唯一相對穩定、可預測的收益來源。這種對電價政策的高度依賴，讓行業極易受到政策調整的沖擊。

而這場以“市場化定價”為核心的電價改革，正由此徹底重構儲能行業的發展邏輯。用一句大白話說，以后工商業儲能的玩法變了。

高工儲能通過調研多地企業、采訪行業專家亦發現，工商業儲能并非迎來“末日”，而是站在了“政策紅利退坡、市場競爭提速”的轉型關口，曾經的“躺賺”模式落幕，多元盈利與技術創新成為行業破局的關鍵。

政策核心，并不是取消分時電價

要厘清這一政策的影響，首先需準確把握其核心導向。“很多人誤解政策是取消分時電價，其實是把定價權從政府交給了市場。”國家發改委能源研究所相關專家解釋，此次改革的核心并非否定分時電價機制，而是讓價格信號更真實地反映電力供需關系。

回顧過往，政府會明確劃分高峰、低谷時段，固定各時段電價浮動比例，企業只需被動遵守統一標準。

而新出臺的規則，則呈現出三大關鍵變化：一是調整范圍僅限直接參與市場的工商業用戶，居民與農業用電不受影響;二是電價隨供需動態波動，峰谷時段與價差不再固定，如山東實行“五段式”電價，尖峰電價較平段上浮100%，深谷電價下浮90%，最大價差近1元/千瓦時，而浙江延長午間低谷時段，直接壓縮儲能套利空間;三是中長期用電合同需包含聯動價格部分，實現批零聯動，降低單一固定價格帶來的風險。

尤為值得注意的是，受各地資源條件、調峰需求差異影響，各地推出的電價新政也呈現出明顯的地域分化特征。山東通過拉大峰谷價差激勵儲能參與調峰;四川側重與電力現貨市場銜接，除夏季高溫時段外，允許企業協商簽訂分時電價合同;江蘇則擴大分時電價執行范圍，并增設午間谷時段引導光伏消納;浙江的政策調整則因壓縮套利空間，引發了行業對收益預期的重新考量。

行業陣痛:

部分項目暫緩，收益率面臨重估

定價邏輯的重構直接傳導至項目盈利端，固定峰谷價差的消失，對依賴單一套利模式的工商業儲能項目形成了直接沖擊。

浙江某儲能集成商負責人坦言：“按照浙江新的電價政策，儲能項目加權電價價差從0.8337元/千瓦時降至0.5961元/千瓦時，降幅達28.5%，收益率直接打七折。我們已經重新測算所有規劃項目的經濟性，部分小型項目不得不暫緩推進。”

這種盈利端的沖擊并非個例。中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎曾指出，我國省內現貨市場最高電價僅1.5元/千瓦時，遠低于國外部分地區10元/千瓦時的水平，峰谷套利空間本就有限。

但在過去非良性發展過程中，“圍剿”工商業儲能的除電價政策引發的盈利困境外，還存在三大結構性痛點：1. 開發成本高：項目開發需綜合評估多重因素，流程復雜、門檻高，制約快速落地;2. 安全問題突出：貼近生產場景環境復雜，設備選型、廠址布局等缺乏統一規范，存安全隱患，且跨部門審批機制不健全，合規手續辦理受阻;3. 低價競爭致質量參差：行業競爭加劇使儲能系統價格大幅下降，部分企業降本降質，導致系統可靠性下降、非計劃停運率上升，甚至因集成商退出致設備無法運行，損害行業長期發展基礎。

展望2026：

多元收益或將破局，洗牌不可避免

不過，政策調整帶來挑戰的同時，也催生了新的轉型機遇。就在部分企業陷入焦慮之際，另一些企業已在政策變化中找到了新的盈利空間。

“山東的‘五段式’電價讓我們的儲能項目峰谷套利空間翻倍，回收周期能縮短2—3年。”山東省青島市某儲能電站運營負責人曾公開表示。

政策調整正在倒逼行業徹底告別單一套利模式，轉向多元盈利轉型。輔助服務市場成為新的利潤增長點，儲能通過參與調頻、備用服務可獲得額外收益。

在國內行業積極探索轉型路徑的同時，國外相關政策調整與行業發展經驗，也為我國工商業儲能的轉型提供了有益參考。

比如德國議會通過《太陽能峰值法案》，正式取消負電價時段的光伏并網補貼，同時要求7kW以上新安裝光伏系統若未配備儲能，發電量將被限制在最大功率的60%。這一政策直接推動了德國儲能市場的快速增長。

“德國的經驗表明，政策調整并非否定儲能價值，而是通過市場化手段引導儲能與電力系統深度融合。”一位行業人士表示。

目前，德國還計劃允許家庭儲能系統直接參與電力市場交易，實現臨時電網儲能、削峰填谷等系統服務功能，這一模式值得我國工商業儲能借鑒。通過拓寬儲能的市場參與渠道，既能提升電網調節能力，也能為儲能項目創造更多收益來源。

“工商業儲能不會‘涼涼’，但行業將迎來新一輪洗牌。”眾多業界人士如是判斷：取消固定式分時電價是電力市場化改革的必然趨勢，其核心目的是通過價格杠桿引導資源優化配置，推動儲能從“政策驅動”向“市場驅動”轉型。

對于企業而言，適應市場化轉型的關鍵在于提升市場感知與應對能力。

比如在山東、江蘇等價差較大地區重點布局用戶側、電網側儲能;在四川等現貨市場起步地區，探索“儲能+新能源”一體化模式;在浙江等價差收窄地區，聚焦長時儲能技術研發和多收益模式創新。

取消固定式分時電價，正是行業邁向成熟的新起點。正如一位不具名的行業人士所言：“儲能產業已進入市場化競爭的深水區，政策的作用從‘直接扶持’轉向‘搭建平臺’。未來，工商業儲能需要的是謹慎，想躺著掙錢不可能了。”