这两天，四川储能圈被一份征求意见稿搅得人心惶惶。
"四川储能完了""峰谷套利没了""十个月没电价差了"——类似的标题在朋友圈刷屏。说实话，情绪拉满，但作为从业者，我们看完文章后最应该关心的是，文件到底怎么写的，对四川储能项目究竟意味着什么？
这次引发争议的，是《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》里的一段话，大意是：发电侧、用户侧的电价，将通过双边协商、集中交易等市场化方式形成；高耗能用户的电价交易不设上限；为了保供电、削峰填谷，在省里分时电价政策要求执行“尖峰电价”的那些月份和日期，原来执行峰谷电价的用户，还是必须按分时电价来执行。
不少文章据此顺推出一句话：“除了7、8月两个月之外，其余10个月不再执行峰谷电价，全靠市场电价说话。”于是结论就来了：没有行政规定的峰谷差，用户侧储能靠什么套利？四川储能“天塌了”。但问题在于，这样的推导，是否超出了文件字面上的意思。
严格来讲，文件明确的是，在规定有“尖峰电价”的月份/日期（比如现在的迎峰度夏7、8月），必须执行分时电价；但并没有写“其他月份一律不得执行分时电价”“峰谷电价从此取消”。有没有可能，其他月份，仍然保留一定的峰谷结构，只是幅度、机制会调整？或者通过“分时合同价+现货联动”的方式，把分时电价更多“市场化”？
从字面上看，这些都是存在空间的。配套的零售套餐指南、购售电合同范本、结算细则都还没发布，征求意见稿本身也还可能修改，现在就下“十个月废除分时电价”的定论，属于典型的“解读跑在政策前面”。
更重要的是，对于仍然由电网代理购电的工商业用户，现有的政府分时电价政策，文件明确说了不受这次征求意见稿的影响，还是按原有机制执行。所以，“四川分时电价要取消”这个标题，本身是有误导性的。天不至于塌，但这么改动也着实动了用户侧储能的命根子。
关键几个变化：
批发侧：全量现货化结算
发电企业、电力用户、售电公司、虚拟电厂：全电量按每小时的现货电价结算；独立储能按每15分钟的现货出清价格结算。也就是说，在发电侧和批发市场，已经完全是“盯着现货曲线吃饭”的逻辑，不再有太多“保底价差”。
零售侧：大头是“合同价”，小头才跟现货波动
零售用户（也就是我们的终端工商业客户）和售电公司签的是一个“交易价格+联动价格”的套餐合同，要约定：每个月不同时间段的电价（可以是24小时细分，也可以是峰平谷分段）；一年中与现货联动的比例（5%–10%）。翻成大白话就是：大约90%–95%的电价，是提前在合同里“写死”的；只有5%–10%的电价，跟着现货市场走，而且还是“当月平均价”，不是每天、每小时实时结算。
这意味着什么？即便现货市场中午便宜到离谱，晚高峰贵到上天；传导到终端用户账单上的价格波动，会被大幅“摊平”，最后只是电价里一个很小的波动项。对应到储能，就是：你看着系统现货曲线上下大起大落，心里很激动，但真正结算到用户侧、到你项目收益上的波动，其实已经被稀释掉了。
用户侧储能：不再是独立市场主体，只是“用电的一部分”
文件明确了一条：用户侧新型储能，被视为电力用户的配套项目；储能充放电量算在该用户的用电里，不单独参与市场交易和结算；储能和电力用户之间的费用，由双方自己算、自己付。
简单理解，用户侧储能不能像独立储能那样，自己上市场单飞。你赚不赚钱，全看你跟终端用户、跟售电公司怎么约定电费拆分。原来四川电力交易中心还提供过“帮你算收益”的服务（有条件的储能项目，可以委托交易中心做收益计算），征求意见稿里这条也没了：以后都是“你们自己算，自负盈亏”。
这三点叠加起来，才是这次“震动”的真正来源：靠行政规定峰谷差、靠电网帮你算收益、躺着吃套利的年代，已经一去不复返了。
如果你只会做“峰谷差套利”，那么过去你赖以生存的几个支柱，的确都在松动。
收益不再写死在文件里
分时结构可能更“市场化”：由用户和售电公司谈合同价；储能收益，完全取决于合同里怎么分“省下来的电费”和“参与市场交易的增量收益”。这对于习惯了“政策给出标准答案”的投资人来说，是个不小的心理落差。
套利空间明显收窄
一方面，非夏季迎峰度夏月份，是否还会有强制拉大的峰谷价差，目前文件没写死。四川本身又是水电大省，丰水期电价本来就低且平稳，没太多夸张的峰谷差；另一方面，零售侧95%左右的电价是提前约定好的，只有5%–10%跟现货走；还要把现货价格做“月平均”，再传给用户。这两个效果一叠加，每天那种“晚上高、中午低”的电价锯齿，绝大多数已经被“磨平”了。
对储能来说，原来的肉眼可见大价差，会变成账单上小幅起伏，很多项目的周期收益，可能压根盖不住循环成本和投资回报要求。
从业者专业短板会被放大
用户侧储能在新规则下，变成一门“金融+能源+交易”的综合生意。懂光伏、懂电池，只是基础，过去习惯拿着“固定峰谷价差”就开干的中小投资人、集成商，可能突然就“看不懂盘”了。
融资和退出的难度被动提高
收益高度依赖合同设计和交易能力，不确定性大了，回本期可能被审得更严，资金方会要求更高的自有资金比例或者收益率预期。短期看，四川的用户侧储能，确实会迎来一轮“史诗级”的难度升级。
但如果换个角度，从更大的政策背景思考，这次改革并不是要“搞死储能”，恰恰相反，是在把“真正需要储能的场景”从泡沫里筛出来。
今年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，其中明确写着，到2027年，新型储能要“基本实现规模化、市场化发展”；要健全“电能量、容量、辅助服务”等多元化收益机制。由此可见，政策的大方向还是支持储能的，只是要把那些只会"躺赚"的玩家淘汰掉。相应的，真正懂电力市场、会做交易策略、能精准预测价格的专业玩家来说，这反而是机会。
如果你是四川储能的投资人或运营商，我的建议是：
别慌，先等正式文件。现在只是征求意见稿，最终版本可能还会调整。而且配套的零售套餐指南、购售电合同范本都还没出来，很多细节还不明朗。
提升专业能力。学会看现货曲线、理解批发零售价差、掌握交易策略——这些以前可能不需要的能力，现在成了必修课。
找对合作伙伴。如果自己不具备市场交易能力，就找靠谱的售电公司或虚拟电厂合作。单打独斗的时代过去了。
重新测算收益模型。别再用以前的简单峰谷套利模型了，要把合同价差、现货联动、辅助服务等多种收益来源都考虑进去。
如果你还准备做储能，现在依然是很好的时间点。天不会塌，但不改变玩法的人，终究会被这淘汰。
