2025年以来，江苏、贵州、四川等多地相继出台分时电价新政，核心调整集中在计价基准变更和峰谷时段重构两方面，对工商业储能项目的传统收益模型形成直接冲击。
江苏：峰谷价差收窄，增设午间谷段
政策内容：自2025年6月1日起，分时电价计价基础由"到户电价"改为"用户购电价"，同步调整峰谷时段。工商业用户峰谷价差从0.85元/千瓦时降至0.65元/千瓦时，平谷差缩窄至0.3元/千瓦时以下。
影响：原有"两充两放"策略收益下降25%，午间谷段（11:00-13:00）的增设使储能调度需匹配光伏出力，技术门槛提高。江苏某储能集成商反馈，新政后客户咨询量减少30%。
江苏新电价政策下储能1MWh收益测算模型：
贵州：价差计算基准调整，收益率承压
政策内容：5月16日发布的征求意见稿明确，峰谷价差仅基于上网电价浮动（平段0.4元/千瓦时，峰段上浮60%至0.64元，谷段下浮60%至0.16元），输配电价等固定成本不再参与浮动。
影响：价差缩水33%至0.48元/千瓦时，部分工商储项目IRR跌破6%的行业警戒线。当地某50MW/100MWh项目因收益不及预期，已暂停推进。
四川：气象电价机制落地，调度依赖天气条件
政策内容：7-8月执行全天10小时高峰时段，其他月份连续3天最高温≥35℃时启动尖峰电价（13:00-14:00、21:00-23:00）。
影响：储能运营商需实时跟踪气象数据调整充放电策略，运营复杂度显著提升。有企业测算，新政可能导致年收益波动幅度扩大40%。
传统套利模式失效，行业面临多重挑战
传统收益模型遭受冲击：价差收窄倒逼成本控制
据山东某50MW/100MWh储能电站数据显示，峰谷价差每减少0.1元/千瓦时，投资回收期延长1.5年。当前价差水平下，部分项目全生命周期收益已无法覆盖运维及财务成本。
分时电价新政的出台，贵州、江苏等地工商业储能项目普遍面临IRR下滑压力，对于部分投资者而言，逐渐开始转向政策稳定性更高的长时储能领域。
技术门槛升级：动态调度能力成关键
从四川这一政策来看，假使某储能电站因未及时响应气象电价调整规则，错失尖峰时段放电机会，单日损失潜在收益超2万元。
从而需要更精准的技术，高频次充放电策略、实时气象数据接入系统成为刚需，传统的"一刀切"调度模式被淘汰。
转型探索：多元化路径破局
1.参与电力现货市场
于工商业储能而言，传统的峰谷套利模式遭到冲击，那就需要转型，作为独立市场主体，参与电力现货市场，当下的政策环境也固然是推动储能参与市场，发挥其市场性。
从浙江某独立储能电站通过现货市场交易来看，在光伏大发时段（电价-0.18元/千瓦时）充电，晚高峰（电价1.45元/千瓦时）放电，日内价差突破1.5元/千瓦时，收益较传统模式提升200%。
2. 技术路线分化
长时储能崛起：甘肃瓜州某4小时全钒液流电池项目投运，度电成本降至0.45元/千瓦时，匹配风电基地调峰需求。
钠电场景渗透：山西某通信基站采用钠离子电池储能，运维成本较铅酸电池下降60%，耐高温性能提升30%。
3. 商业模式创新
共享储能：江西试点"容量租赁+现货套利"组合模式，某100MW/200MWh项目年收益达5600万元，投资回收期缩短至6年。
V2G车网协同：江苏某车企联合储能运营商推出"反向放电"服务，电动车车主在尖峰时段向电网售电，单次收益最高达0.5元/千瓦时。
尽管短期阵痛明显，但政策调整正推动行业回归价值导向。国家发改委394号文明确2025年底前实现电力现货市场全覆盖，136号文取消新能源强制配储，均释放市场化改革信号。
这场电价调整风暴，或许是储能摆脱补贴依赖、走向成熟市场的必经之路。正如业内人士所言："政策之手正在撕掉行业的'政策市'标签，真正的竞争，才刚刚开始。"
