方正中期研究院 新能源首席研究员 魏朝明（Z0015738）

摘要

2025年初，国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，分时电价机制下峰谷价差套利为新型储能市场发展打开空间。2025年末，中国储能行业站在了高质量发展的转折点上。内蒙古自治区于2025年11月发布的《内能源电力字〔2025〕656号》文件，将2026年独立新型储能电站放电量补偿标准从0.35元/千瓦时下调至0.28元/千瓦时，标志着当地独立储能电站的发展进入一个从“追求规模”转向“注重质量与可持续性”的新阶段。2025年11月18日，四川省发改委、能源局、能监办联合下发了《关于公开征求《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)》意见的通知》（川发改能源【2025】555号文）意味着，四川率先在全国基本实现了电力零售侧业务的市场化放开，工商业储能过去依赖的固定峰谷价差套利模式面临终结。中国储能行业清晰地听到了同一个信号：储能产业的高质量发展不再是可选项，而是必由之路。

在以新能源统筹消纳为目的的电力市场化改革宏伟画卷中，以锂离子电池为代表的新型储能不可或缺。同时正如曾毓群强调的那样，一个大容量电池内部的运行原理非常复杂，“做出来容易，做好很难”，“如果有人告诉你储能很简单，10年后他会为此付出代价”。拥抱长期主义，从单纯依靠价差套利到与电力生态系统深度融合，储能电站正在经历一场身份认知与商业模式的根本性变革。

第一部分 2025年是中国储能产业市场驱动元年

2025年初，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。这一政策松绑打破了过往“一刀切”的强制配储模式，标志着中国储能产业从政策驱动迈向市场驱动的新阶段。

一、储能发展回归市场本质

136号文掀开了储能产业发展的新篇章。文件第九条明确规定：“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。此前，多地强制要求新能源项目配建储能，导致配套储能设施质量参差不齐、利用率低下，甚至出现“劣币驱逐良币”的现象。国家发改委、能源局在解读政策时指出，随着新能源大规模发展，固定电价制度已不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任。136号文推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，为储能行业构建市场化机制铺平了道路。

二、分时电价机制建立健全对储能的影响

在取消强制配储的同时，分时电价政策的完善为储能产业打开了新的市场化空间。例如，山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策的相关通知，明确了高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%的浮动比例。这样的峰谷价差设计，使得储能项目通过“低储高发”套利具有可观的经济性。

单纯依赖分时电价套利的储能商业模式，正随着政策调整和市场演进暴露出其固有的局限性。这一模式的高度政策依赖性使其收益根基脆弱，完全取决于外部政策环境。例如，地方政府对峰谷时段划分、价差浮动比例乃至计价基数的调整，都可能直接冲击套利空间。2025年江苏电价政策的调整就导致整体峰谷价差下降了约31%，充分显示了这种依赖性带来的风险。收益的不确定性是该模式的另一显著弊端。随着全国多地峰谷价差呈现收窄趋势，以及河北、浙江等省份将午间设置为谷段或深谷时段，传统高峰时段的套利窗口受到削弱。更直接的是，江苏等地将每日充放电次数从"两充两放"压缩至"一充一放"，直接限制了收益上限，使得原有的投资预期面临失效风险。从市场机制角度看，套利模式还存在"自我消解"的内在悖论。当大量储能系统在同一谷段充电、峰段放电时，会拉高谷段电价，同时压降峰段电价，导致原有的价差套利空间被逐渐摊薄，盈利空间不断被稀释。更深层次的问题在于价值定位的单一性。在这种模式下，储能系统仅作为"电费差价的搬运工"，而其更深层次的价值，如为电网提供调频、备用等辅助服务、参与需求侧响应、提升电能质量等，都被完全闲置，未能充分发挥其在新型电力系统中的综合价值。面对这些挑战，储能行业正在经历深刻转型，从追求规模转向注重效率和效益。破局的关键在于从"价差套利"转向"价值创造"，通过参与辅助服务市场、开展需求侧响应、管理容量电费等多重渠道构建多元化收益组合。同时，借助AI赋能的能量管理系统实现精细化运营，以及构建"光储充"一体化微网等措施，都将助力储能行业走向更可持续的发展路径。政策调整看似带来挑战，实则是行业从野蛮生长走向高质量发展的催化剂。它促使市场参与者重新思考储能的根本价值：不应仅是赚取差价的"充电宝"，更应成为未来新型电力系统中能够参与调度、创造多重价值的"智能管家"和"稳定器"。

三、储能市场迎来高增长与高质量发展并重阶段

2025年11月10日，国家发展改革委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见发改能源〔2025〕1360号文是全面深化电力市场化改革与加强新能源消纳调控协同的又一份纲领性文件，该文件作为新能源发展关键阶段的政策纲领，从技术路径、系统整合、业态创新与市场机制等多个维度，为我国新能源低成本、可持续发展提供了系统性指引。

文件明确指出，要完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系。聚焦提升电力市场对新能源发电特性的适应性，提出进一步完善市场体系的重点任务。拓展多层次新能源消纳市场化体系。缩短中长期交易周期以实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制以稳定长期消纳空间；充分发挥现货市场功能；合理设置电力辅助服务交易品种；推进省间及跨电网经营区新能源交易。完善适应新能源参与电力市场的规则体系。推动建立“沙戈荒”、水风光新能源基地一体化模式参与市场的交易规则；支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等通过聚合或直接交易模式参与电力市场；研究推动新能源、用户等主体参与跨省跨区电力市场直接交易。创新促进新能源消纳的价格机制。针对新能源送出，鼓励新能源外送基地各类电源整体形成送电价格；针对新能源就近消纳，落实完善促进新能源就近消纳的电价机制；针对调节资源，健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制；针对用户侧，完善体现分时价值差异的零售市场价格机制，研究建立健全居民分时电价机制。

第二部分 压缩短期政策红利 倒逼储能构建市场化的核心竞争力

内蒙古自治区于2025年11月发布的《内能源电力字〔2025〕656号》文件，标志着当地独立储能电站的发展进入一个从“追求规模”转向“注重质量与可持续性”的新阶段。该政策通过三项核心调整，深刻影响了储能电站的盈利预期与发展逻辑。

一、内蒙古自治区储能政策调整方向

首先，最直接的影响是放电量补偿标准从0.35元/千瓦时下调至0.28元/千瓦时。这直接降低了储能项目赖以生存的、可预测的基础收益，意味着在同等运营条件下，项目的现金流和投资回报率将面临下行压力。

其次，政策严格限制项目在建设期及建成后两年内变更投资主体。这一条款精准地瞄准了此前市场中存在的“跑路条、卖项目”的投机行为，强制性地将投资方与项目的长期运营绩效绑定，从而引导资本从短期套利转向关注电站的全生命周期价值。

最后，政策对电站的运行模式作出了原则上日内全容量充电次数不得超过1.5次的硬性约束。这为储能通过高频交易捕捉现货市场价差的收益模式设定了天花板，封堵了依靠操作次数堆高利润的路径。

二、内蒙古自治区储能政策建立健全带来的启示

综合来看，656号文的核心导向是通过压缩短期政策红利，倒逼储能产业构建真正市场化的核心竞争力。它预示着内蒙古储能项目的盈利模式必须从依赖单一补偿，加速转向依赖“容量补偿+现货价差+辅助服务”的多元化组合。在这一背景下，以往粗放的运营方式将难以为继，而对电力市场价格的精准预测、以及在此约束下的精细化运营能力，将成为决定储能电站未来盈利能力的关键分水岭。

第三部分储能行业即将告别“固定价差”保护时代

2025年11月，四川省发改委、能源局及能监办联合发布的《四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》（川发改能源〔2025〕555号），在电力行业引发巨大震动。这份文件核心只有一条：除7、8月及因高温启动灵活尖峰电价的极少数日期外，零售侧的峰谷时段划分与电价水平将不再由政府统一规定，而是交由售电公司与用户自主协商确定。这意味着，四川率先在全国基本实现了电力零售侧业务的市场化放开，工商业储能过去依赖的固定峰谷价差套利模式面临终结。

一、四川打响零售侧市场化第一枪

四川555号文件看似只是电力市场规则的一次常规更新，实则代表着电力市场化改革迈入深水区。该文件明确规定，“零售用户与售电公司应按照当年发布的合同模板签订《四川省售电公司与电力用户购售电合同》，约定零售用户各月分时段电量的交易价格、全年联动价格比例”。这一规定彻底改变了过去的定价机制。此前，四川省像全国多数地区一样，由政府主管部门统一划分每天24小时的尖峰、峰、平、谷时段，并设定固定的浮动比例。这种“指令性”定价模式为工商侧储能提供了固定的利润预期--电网通过保证固定峰谷差，使储能系统可以相对低风险地在谷时充电、峰时放电获取收益。而新规只保留了7、8月及高温期执行尖峰电价的强制性，其余10个月的电价形成机制全面放开，政府将定价权交还给了市场。

二、储能商业模式迎来新的变局

曾驱动工商业储能实现“狂飙式”扩张的核心逻辑--固定价差套利，正面临根本性挑战。四川省近期发布的《2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》精准切中了这一商业模式的要害。此举标志着执行多年的政策性分时电价机制在四川基本退出，储能投资的确定性收益基石被动摇。在传统分时电价政策下，储能投资者依赖政府设定的固定峰谷时段与价差，能够轻松构建清晰的投资回报模型。例如，在上海的案例中，储能项目可在固定的1.20元/度尖峰电价与0.25元/度深谷电价之间进行套利，价差高达0.95元/度，收益模型稳定可期。有业内人士对此直言：“四川这一下，把全国储能行业的遮羞布扯掉了。”而在新规之下，“峰谷差不再稳定，储能收益将完全暴露在真实供需与现货波动面前”，依赖固定价差的套利模式难以为继。

三、储能产业从“价差套利”走向“生态融合”

四川电改虽然打破了储能行业的传统盈利模式，但也倒逼其转型升级，从简单的“价差套利”走向多元化的“生态融合”。储能项目必须融入全链条市场，他们需要参与现货市场，在15分钟级别的结算中捕捉电价波动差价，同时配合辅助服务（如调频、需求响应等）获取额外收入。山东已经走在了前面，创新提出独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的三元盈利模式。售电公司也需要转型为批发侧交易（含虚拟电厂）+零售侧合约+负荷预测管理+用户“光储荷”一体化投资运营的综合运营模式，并在现货市场中获得交易利润，在中长期合约中获取中介费。对于储能投资者和运营商而言，未来的市场会奖励那些技术领先、风控完善、能提供灵活服务的运营商；而依赖固定价差的粗放型模式将难以为继。

四、四川改革或是分时电价市场化改革前奏

四川并非孤例，全国多地都在探索电力市场化改革。江苏、浙江等地也在调整分时时段和峰谷比例，借鉴市场规律优化用电侧时段配置。可以预见，未来分时电价将更加多样化和动态化。山东作为最早开展电力现货市场建设试点并实现现货市场转正的省份之一，已实施“现货市场分时电价全链条传导机制”。该机制以现货市场分时价格信号为指导，同步优化分时零售套餐约束、调整分时电价浮动比例和峰谷时长等参数，使现货市场价格信号有效传导给终端用户。四川的改革更加彻底，基本取消了非尖峰时段的政府定价。这一改革与四川新能源上网电价市场化改革相衔接，是对其2025年9月印发的《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的进一步细化和落实。随着新能源大规模接入电网，传统的固定分时电价政策已难以适应真实供需变化。四川的探索可能代表了中国电力市场化的未来方向。

第四部分 结论与展望

2025年末电力市场改革如同一剂强心针，刺痛了储能行业的舒适区。那些依赖固定价差生存的储能企业，不得不开始学习在波动中寻找机会。放眼全国，江苏、浙江已着手优化时段划分，山东则创新构建三元盈利模式。随着储能行业市场适应能力不断增强，电力零售市场的放开已是大势所趋，四川的先行一步，既预示着行业阵痛，更指明了未来方向。

在以新能源统筹消纳为目的的电力市场化改革宏伟画卷中，以锂离子电池为代表的新型储能不可或缺。同时正如曾毓群强调的那样，一个大容量电池内部的运行原理非常复杂，“做出来容易，做好很难”，“如果有人告诉你储能很简单，10年后他会为此付出代价”。拥抱长期主义，从单纯依靠价差套利到与电力生态系统深度融合，储能电站正在经历一场身份认知与商业模式的根本性变革。