《储能政策法规要点解读》

4. 电价与市场机制：
《关于进一步完善分时电价机制的通知》对储能盈利模式的影响

4.1 政策背景与核心要点

2021年7月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），标志着我国电价市场化改革进入深水区。该政策的核心在于：优化峰谷电价价差、明确峰谷时段划分、建立尖峰电价机制，为储能参与电力市场提供了明确的套利空间。

政策要点归纳如下：

4.2 储能盈利模式的演变：从单一到多元

在分时电价机制完善之前，储能盈利主要依赖政府补贴或特定项目。新政策实施后，盈利模式发生了根本性变化：

• 价差套利（核心模式）：利用峰谷价差，每日进行“两充两放”或“一充一放”，获取稳定现金流。
• 需量管理：针对大工业用户，储能可在负荷高峰时放电，降低变压器容量需量电费。
• 辅助服务叠加：在价差套利基础上，参与调频、备用等辅助服务，实现“一机多用”。
• 需求响应：在尖峰时段，储能作为柔性负荷参与需求响应，获取额外补偿。

以下示意图展示了分时电价机制下储能系统的典型运行策略：

4.3 政策对储能项目经济性的量化影响

分时电价机制直接决定了储能项目的度电套利收益。以下通过一个典型场景进行测算：

从上表可见，峰谷价差从2:1提升至3:1，储能项目的年收益可提升约67%。这直接缩短了投资回收期，使得原本不具备经济性的项目变得可行。

4.4 不同省份的实践差异

由于各省电力供需结构不同，分时电价的具体执行存在显著差异。储能投资者需重点关注以下维度：

• 价差绝对值：广东、浙江、江苏等经济发达省份，峰谷价差普遍在0.6-0.8元/kWh以上，储能盈利空间较大。
• 时段划分：部分省份（如山东）将午间光伏大发时段划为“深谷”，储能可在此时充电，实现更低成本。
• 尖峰机制：上海、北京等地在夏季高温时段执行尖峰电价，储能放电收益可额外增加20%-30%。
• 季节性调整：云南、四川等水电大省，丰水期与枯水期电价差异明显，储能可参与跨季节套利。

4.5 未来趋势：从分时电价到现货市场

分时电价机制是电力现货市场的“过渡形态”。随着电力市场化改革深入，储能将逐步从“固定峰谷价差”走向“实时电价信号”：

• 现货市场：储能可参与日前市场、日内市场，根据15分钟/30分钟级别的电价波动进行高频交易。
• 辅助服务市场：在现货市场基础上，储能提供调频、备用等服务，获得容量补偿+电量收益双重收入。
• 容量市场：部分地区（如山东）已建立容量补偿机制，储能即使不充放电，也可获得固定容量收益。

以下示意图展示了储能盈利模式从“单一价差”向“多元组合”的演进路径：