中國儲能網(wǎng)訊：新政落地，工商業(yè)儲能市場風(fēng)云突變。4月25日，江蘇省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于優(yōu)化工商業(yè)分時電價結(jié)構(gòu)促進(jìn)新能源消納降低企業(yè)用電成本支持經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展的通知》（簡稱“江蘇分時電價新政”），并將從2025年6月1日起正式執(zhí)行。
由于此次新政對目前尚以“兩充兩放峰谷套利”為主要盈利模式的江蘇省工商業(yè)用戶側(cè)儲能項目的實際峰谷價差影響巨大，造成市場巨震。且因此次調(diào)整不僅是江蘇個例，也大概率是未來國內(nèi)各省（貴州省電價調(diào)整征求意見稿5月16日已出，與江蘇如出一轍。浙江等地有可能也會快速跟進(jìn)）普遍的政策調(diào)整趨勢，因此受到了業(yè)界的廣泛關(guān)注。
據(jù)了解，此次政策的調(diào)整范圍為：工商業(yè)分時電價執(zhí)行范圍、工商業(yè)分時電價時段設(shè)置、工商業(yè)分時電價計價基礎(chǔ)和浮動比例、電動汽車充放電價格政策。其中以分時電價計價基礎(chǔ)和時段設(shè)置的變化最引人注意。
電價變動分析：價差收窄沖擊套利空間
以2025年5月江蘇省1-10（20）kV代理購電工商業(yè)用戶電價為例，新政實施后，峰谷價差從調(diào)整前的0.8225元/kWh降至0.6122元/kWh，降幅高達(dá)25.57%。
從工商業(yè)用電成本角度來看，具體時段的電價成本變化情況如下：
0-24點整體平均電價降低0.0318元，降幅為4.73%；
6-22點整體平均電價降低0.0826元，降幅達(dá)9.65%；
8-17點整體平均電價降低0.1748元，降幅為21.74%；
8-14點整體平均電價降低0.3851元，降幅高達(dá)44.17%。
這種顯著的價差收窄，直接導(dǎo)致工商業(yè)儲能項目的峰谷套利空間大幅壓縮。以往靠低充高放獲取價差收益的盈利模式，現(xiàn)在變得困難重重。
這對于依賴這種模式的工商業(yè)儲能市場短期內(nèi)造成了巨大壓力，業(yè)主、開發(fā)商、投資方之間的預(yù)期差異使得市場開拓難度驟增，不少投資方紛紛持觀望態(tài)度，大量已簽約項目進(jìn)度受阻甚至面臨違約風(fēng)險。
量道儲能團(tuán)隊第一時間
對新政進(jìn)行深入分析后的結(jié)果表明
新政落地后的分時電價變動
對江蘇省的工商業(yè)儲能峰谷套利收益
將帶來以下七大影響
短期沖擊與長期機(jī)遇并存↓↓↓
01 壓縮峰谷套利空間，削弱工商業(yè)儲能收益能力，市場短期承壓
由于僅有代購電價部分參與浮動，即使電價浮動比例大于調(diào)整前，但最終到戶電價（代購電價+輸配電價+線損+基金附加+系統(tǒng)調(diào)節(jié)費等）的各分時電價之間的價差依然明顯縮小，價差縮小比例超過25%。
這將顯著壓縮峰谷套利空間，削弱儲能通過低充高放獲取價差收益的能力。這對目前階段仍以峰谷套利為主要盈利模式的工商業(yè)儲能市場將產(chǎn)生巨大不利影響，用電業(yè)主、項目開發(fā)者、項目投資方之間的預(yù)期差將會使市場開拓難度大幅增加。
事實證明，從政策發(fā)布至今短短不到一個月的時間，市場反應(yīng)已經(jīng)非常明顯，絕大部分投資方改持觀望態(tài)度，大批已簽約項目面臨進(jìn)度停滯甚至違約風(fēng)險。
02 用電成本普降，利好經(jīng)濟(jì)發(fā)展，利空分布式光伏和工商業(yè)儲能短期發(fā)展
對于24小時穩(wěn)定用電的工商業(yè)用戶，此次調(diào)整后的整體電價水平降低將近5%；對于白天6~22點作為主要用電時段的工商業(yè)用戶，整體電價水平降低將近10%；對于8~17點（分布式光伏主要發(fā)電時段）作為主要用電時段的工商業(yè)用戶，整體電價水平降低超過20%。
這也側(cè)面體現(xiàn)此次電價調(diào)整政策的主要目的，就是為絕大部分用電戶降低用電成本，整體平均降幅約10%。在經(jīng)濟(jì)低迷的當(dāng)下，這與政策文件名稱中的“降低企業(yè)用電成本支持經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展”的政策期待效果和制訂初衷相契合。
雖然對以白天發(fā)電作為主要收益的分布式光伏和以峰谷套利為主要收益來源的工商業(yè)儲能來說是絕對的利空，但對于整體社會經(jīng)濟(jì)發(fā)展客觀上起到了降低要素成本的作用。
分布式光伏和工商業(yè)儲能的發(fā)展，根本上還是基于在提升低碳可再生能源滲透率的同時為用戶側(cè)用電降本，短期雖受挫，但長期來看會為新能源的可持續(xù)發(fā)展提出了更高的要求，倒逼促進(jìn)其更健康的成長。
03 回歸市場供需價值，促進(jìn)全網(wǎng)用戶消納新能源的能力和意愿
電價分時最大的調(diào)整主要來自于上午的峰值電價變?yōu)槠街惦妰r，中午的平值電價變?yōu)楣戎惦妰r，明顯降低了白天工作時段整體電價水平。
尤其是光伏大發(fā)的上午和中午時段（8~14點），電價明顯降低超過40%，體現(xiàn)出政策對電價回歸市場供需關(guān)系對應(yīng)價值、以及利用低電價吸引大工業(yè)用戶增加對新能源大發(fā)時段的用電積極性、以提升消納能力的底層邏輯。
分時電價調(diào)整后，用戶用電向低價時段轉(zhuǎn)移，大大削弱分布式光伏和工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性，拉長投資回收期，但客觀上也確實提升了全網(wǎng)用戶促進(jìn)新能源消納的能力和意愿。
04 已運營項目存在毀約風(fēng)險，新項目落地條件變化較大，依舊兩充兩放
對于現(xiàn)階段主要依靠峰谷套利實現(xiàn)盈利的工商業(yè)用戶側(cè)儲能來說，此次電價調(diào)整后的兩充兩放加權(quán)價差從調(diào)整前的0.66元/kWh以上降低至調(diào)整后的不到0.47元/kWh，價差下浮將近30%，對收益率的影響巨大。
已投入運營的項目存在較大的毀約風(fēng)險，這可能對尚處于初步發(fā)展時期的工商業(yè)儲能市場帶來較大的信心危機(jī)。這種信心打擊可能比收益率的降低對市場持續(xù)發(fā)展的負(fù)面影響更大。
不過，這并不意味著對江蘇工商業(yè)儲能市場就判了“死刑”。只是對尚未投建的項目投資方來說，可以給出的分成比例和居間費用都將大幅降低。對于一充一放模式的項目，峰谷價差也從超過0.8元/kWh驟降至略超0.6元/kWh，從目前一充一放全生命周期度電成本（LCOS）水平來看，項目基本沒有經(jīng)濟(jì)可行性。
業(yè)界流傳的電價調(diào)整后江蘇只能一充一放的策略是有誤的，還是必須兩充兩放，只不過加權(quán)平均價差有了較大幅度的縮減。
05 倒逼分布式光伏降本并主動配套用戶側(cè)儲能，開啟“光儲共生”新時代
對于分布式光伏的主要發(fā)電時段來說，調(diào)整前8~14點高于0.8元/kWh的網(wǎng)購電價，驟然降低至調(diào)整后的不到0.5元/kWh，對收益率的影響非常之大。
在高比例自發(fā)自用的要求背景下，主要依靠自發(fā)自用部分電價盈利（尤其是分布式光伏管理辦法和136號文發(fā)布后，各地分布式光伏自發(fā)自用比例下限要求明確的背景下）的分布式光伏項目投資盈利性將大大縮減，這將繼續(xù)倒逼分布式光伏持續(xù)降低度電成本，并積極捆綁用戶側(cè)儲能，實現(xiàn)電能量的移時交易能力，提高整體盈利能力和收益確定性。
雖然由于業(yè)界各參與方尚需要時間來反應(yīng)和驗證新的發(fā)展策略，造成暫時的發(fā)展真空期，對分布式光伏和工商業(yè)儲能均有一定的短期沖擊。但從長期來看，分布式光伏主動配儲的“光儲共生”新發(fā)展模式將會給新能源發(fā)展帶來更可持續(xù)的新動力，擺脫電網(wǎng)兜底收購和單純峰谷套利的局限性，進(jìn)入新的高速發(fā)展時期。
06 零碳園區(qū)投資積極性暫時受挫，但后續(xù)政策和規(guī)則可期
此次電價調(diào)整客觀上大幅降低了電力用戶的白天用電成本，可以使電力用戶在不改變用電習(xí)慣的前提下實現(xiàn)電力使用成本下降。但由于客觀上大幅下調(diào)了峰谷價差，在現(xiàn)貨市場峰谷價差尚未調(diào)整到位之前，階段性不利于用戶側(cè)分布式新能源的發(fā)展，將影響社會資本投資建設(shè)零碳、低碳園區(qū)積極性，影響以電化學(xué)儲能為主的新型儲能區(qū)域電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力。
某種意義上，這與政策制定初衷中的“促進(jìn)新能源消納”有些相悖。秉承先立后破的原則，也需要現(xiàn)貨市場盡快走向成熟，真正體現(xiàn)工商業(yè)用戶側(cè)儲能在電力市場中的“削峰填谷”作用。
法國今年3月啟動的昂貴無比的電網(wǎng)緊急平衡機(jī)制和限制可再生能源發(fā)電，西班牙今年4月發(fā)生的大停電均在提醒著我們，在可再生能源滲透率快速提高的過程中不能忽視新型儲能等平衡能力以及相關(guān)價格機(jī)制的建設(shè)。
有待后續(xù)關(guān)于用戶側(cè)參與中長期、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)以及如何參與虛擬電廠聚合服務(wù)層面的政策和規(guī)則出臺，綠色電力通過新型儲能的調(diào)節(jié)能力主動適應(yīng)電力市場充分競爭的新時代正式到來。
07 工商儲短期內(nèi)發(fā)展面臨巨大壓力，長期有望成明日之星
工商業(yè)儲能目前的兩充兩放全生命周期度電成本（LCOS）在0.3~0.4元/kWh區(qū)間，但一充一放全生命周期度電成本（LCOS）高達(dá)0.7~0.8元/kWh，根本原因在于日歷壽命周期內(nèi)是否用完循環(huán)壽命所產(chǎn)生的度電成本差別。
隨著成本持續(xù)下降和循環(huán)壽命、日歷壽命的持續(xù)上升，儲能的全生命周期度電成本（LCOS）還有很大的下降空間，再附加電力現(xiàn)貨市場的逐步成熟，價差逐步接近充分體現(xiàn)市場供需，工商業(yè)儲能將成為綜合能源收益確定性的智慧路由，也將在輔助服務(wù)領(lǐng)域為區(qū)域電網(wǎng)提供穩(wěn)定支撐。
展望未來：工商業(yè)儲能行業(yè)何去何從？
此次江蘇、貴州已發(fā)布以及更多省份可能很快發(fā)布的電價調(diào)整政策將使分布式光伏和工商業(yè)儲能的發(fā)展面臨短期巨大壓力，但長期來看，以光儲結(jié)合為主的綜合能源方式和以用戶側(cè)（包括臺區(qū)）儲能為主的新型儲能利用形式仍是發(fā)展新型電力系統(tǒng)，促進(jìn)區(qū)域電網(wǎng)低碳化，實現(xiàn)區(qū)域源網(wǎng)荷儲，穩(wěn)定可再生能源波動性的最佳形式。
2018年的“531”曾經(jīng)使光伏行業(yè)短期內(nèi)遭遇重大打擊，但僅僅2年后就再次煥發(fā)出更加耀眼的光芒，迎來了史上最大的雙碳發(fā)展高潮。
2025年的“531”，以風(fēng)電光伏和新型儲能為主的新能源市場再一次迎來挑戰(zhàn)，但這一次，我們即將迎來的是自2015年9號文以來朝思暮想的真正的市場化進(jìn)程，新型儲能行業(yè)的成人禮正在進(jìn)行中……
以上觀點，謹(jǐn)代表量道儲能團(tuán)隊對于江蘇電價新政產(chǎn)生影響的理解，歡迎各位業(yè)界同仁討論指正。
