Vol953.简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了

工商业储能领域，峰谷价差整体收窄的趋势不可逆转。
中关村储能产业技术联盟2026年1月发布的数据显示，全国已有28个省份的最大峰谷价差同比收窄。这其中的典型事件，当属江苏2025年6月施行的分时电价新政——彼时，该政策导致峰谷价差大幅收窄，在当地储能行业引发的震动似乎至今余波未平。此前，记者曾在《峰谷价差收窄，倒逼工商业储能改变盈利模式》一文中对此进行了报道，并预判浙江或将跟进相关政策。果不其然，2025年10月，浙江省发展改革委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，明确了新版分时电价规则。政策调整后，浙江峰谷价差从0.8254元/千瓦时大幅收窄至0.5039元/千瓦时，直接带来的影响是：2小时锂电池储能项目的投资回收期从5.4年陡增至9.1年。
显而易见，分时电价政策的调整，对以峰谷套利为主要盈利模式的工商业储能项目影响重大。
“简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了。”有业内人士直言。这句论断听来令人心惊，却一语道破当前我国工商业储能市场的现实变局。
分布式储能成为新能源就近消纳抓手
如此背景下，行业价值转型的步伐愈发迫切。自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉指出，分布式储能正摆脱工商业峰谷套利的单一盈利路径，朝着两个方向转型：一是作为平抑出力波动、提升新能源自用率的分布式新能源消纳配套单元；二是作为助力配电网稳定运行、支撑电网调节的微单元。
作为分布式储能的主要组成部分，工商业储能的价值转型也是如此。所谓分布式储能，是指分散部署在用户侧（家庭、工厂、商场等场景）、配电网侧，或毗邻分布式新能源场站的小型储能系统。这类储能系统可就地存储富余电力、平抑出力波动，大幅提升本地新能源自用率与配网消纳能力。
在国内，分布式储能目前尚无统一的官方界定。对此，自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟近期联合发布《分布式储能发展商业模式研究》（以下简称“研究报告”），将其定义为接入电压等级35千伏以下、功率规模≤6兆瓦的储能系统。
从应用场景划分，分布式储能分为工商业储能、电网侧分布式储能、新能源配储等类别。
近年来，伴随新型储能建设运营成本下行、分布式能源大规模开发利用，叠加一系列利好政策持续推动，国内分布式储能的发展步伐显著加快。数据显示，2019年至2025年前三季度，国内分布式储能累计装机规模已从570兆瓦攀升至3638兆瓦。不过需要注意的是，相较于集中式储能，分布式储能存在单个项目体量小、开发难度高的特点，整体增速不及集中式储能。而随着国家对新能源就近消纳的要求不断提升，分布式储能成为就近消纳新能源的重要抓手。
分省份来看，截至2025年9月，江苏、广东、浙江等经济发达省份的分布式储能累计装机规模位居前列。这与这些省份通常为购电省份，分时电价价差较高，且大型工商业用户较多密切相关。
国内外分布式储能发展格局差异显著
在这份研究报告中，针对占比分布式储能68.70%的工商业储能，报告用大篇幅展开深入分析，主要围绕国内外工商业储能发展情况对比、我国工商业储能发展现状，以及行业当前面临的问题与挑战等展开。
记者注意到，国内外分布式储能的发展格局存在显著差异——国外以家庭户用储能为主，国内则以工商业储能为绝对主流。
国外户用储能市场份额的壮大，核心驱动力在于高昂的居民电价。“以德国为例，2024年居民电价达到0.4欧元/千瓦时，折合人民币约3.3元，一度电就要花费三块多，用电成本相当高昂。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬介绍道。国外户用储能通常与户用光伏系统搭配使用，白天光伏余电存入储能电池，供夜间或阴雨天使用，可将光伏自发自用率从30%—50%提升至80%—100%，大幅降低家庭用电成本。
除此之外，国外电力供应稳定性不及国内，居民需要储能设备作为备用电源，在停电等离网情况下进行供电，这也是户用储能普及的重要原因。
政策补贴进一步加速户用储能推广。德国对户用储能免除增值税，并给予光储充一体化项目专项补贴，可使投资成本降低超一半。一个配置10千瓦光伏与9.8千瓦时储能的德国家庭，投资回收期仅需4年左右。美国加州的政策力度同样强劲，《通胀削减法案》提供30%—70%的投资税收抵免，叠加自2023年起实施的自发电激励计划补贴，能将储能投资成本从1000美元/千瓦时降至550美元/千瓦时以下。
盈利模式优化也是加州户用储能发展的关键。当地将光伏余电上网的净计量模式调整为净计费模式。两种模式区别为：净计量模式下余电上网电价与零售电价一致，电费按“用电量-上网电量”乘以零售电价计算；净计费模式下光伏上网电价分峰谷时段，储能可实现峰谷套利。2024年，南加州爱迪生电力公司峰谷价差达0.24—0.4美元/千瓦时。在此条件下，光储一体化系统投资回收期可缩短至7—8年，优于单独光伏系统的8—9年。此外，加州的分布式储能可聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易，进一步拓宽收益空间。
与之形成鲜明对比的是加州工商业储能。其政策支持力度较弱，仅能享受投资税收抵免，无法纳入自发电激励计划；收益来源也相对单一，主要依靠分时电价价差套利和备用电源服务，仅净计费模式对工商业光伏配储有一定推动作用。与此同时，加州工商业电价低于居民电价，2025年5月商业、工业平均电价分别为0.2291美元/千瓦时、0.2017美元/千瓦时，而居民电价达0.3503美元/千瓦时，工商业光储系统经济性偏低。以一个典型的工商业储能项目为例，项目投资为800美元/千瓦时，能够获得30%的投资税收抵免补贴，电价差为0.2美元/千瓦时，投资回收期需9.4年，长于户用储能。德国工商业储能的政策支持力度同样偏弱，与美国加州情况相仿。
由此可见，政策补贴与费用减免等利好措施，是推动储能产业规模化发展的重要助力。
近两年，我国分布式储能尤其是工商业储能的快速发展，主要得益于国家密集出台的多项扶持政策。尤其是，国家层面将储能列为新型经营主体，与虚拟电厂、负荷聚合商等并列纳入现货市场成员范畴。这一举措为储能明确了“市场身份”，对行业发展而言意义重大。“这为储能公平参与市场交易扫清了身份障碍。”新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远如此评价。
从盈利结构来看，当前工商业储能的收益来源主要涵盖峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应补贴，以及聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易等。不过就现阶段而言，峰谷价差套利仍是主要的收益渠道，其余收益仍相对有限。
事实上，我国工商业储能的规模化发展，与分时电价政策的落地实施密不可分。2021年7月，《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》印发，明确提出要合理拉大峰谷电价价差。此后，各省相继出台配套分时电价政策。其中，浙江、广东等沿海地区凭借较高的峰谷价差、可实现“两充两放”，加上聚集大量大工业用户，成为工商业储能的主要增长地区。
似乎有些许“成也萧何，败也萧何”的意味——分时电价政策的进一步调整，又给工商业储能带来了经济性大幅下滑的难题。这一变化以2025年江苏、浙江等省的政策调整为代表：江苏自2025年6月起，峰谷价差从0.85元/千瓦时降至0.65元/千瓦时；浙江则在2025年10月将价差由0.8254元/千瓦时收窄至0.5039元/千瓦时，价差收窄幅度十分显著。
不少储能从业者直言，政策调整后项目收益“近乎腰斩”，并建议相关部门在制定或修订分时电价政策时，设置合理的政策过渡期，例如细化峰谷时段划分、设立合理的浮动范围等。
针对这一诉求，业内相关专家给出了不同视角的解读：电价政策的调整蕴含深层考量。其核心目的是引导用户削峰填谷，有序用电，从而缓解电网尖峰负荷压力，保障电力系统的供需平衡与安全稳定运行。
深究政策调整的背后，实则是多重因素交织的综合结果，包括电力市场化改革的持续深化、新能源高比例渗透下电力供需结构的变化、工商业领域成本压力的传导等。
因此，峰谷价差收窄本质上是电价机制的“结构性优化”，而非“政策转向”。更重要的是，这一变化也体现了电力定价从行政主导向市场主导的转型与适配——行政主导的固定价差收窄，市场主导的实时价差更灵活，价格信号有效性就会提升。
尽管研究报告中建议合理拉大峰谷价差，但结合当前多重现实因素来看，这一建议短期内较难落地。在此背景下，“简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了”的行业论断，也就不难理解了。
整体来看，国内分布式储能的商业模式仍处于探索阶段，行业发展仍面临政策持续性不足、收益来源单一、成本疏导机制缺失等多重挑战。
尽管前路挑战重重，但IEEE PES国际电气储能市场与规划分委会相关专家认为，分布式储能的未来发展方向将逐步聚焦于为属地化电网的安全稳定运行提供支撑，实现从过去单一套利模式向源荷互动模式的转型演进。
鉴于目前分布式储能多分布在用户内部，缺乏独立计量装置，无法直接参与电力市场，中国电力科学研究院用能研究所供需互动室副主任王舒杨表示，通过虚拟电厂等聚合的方式参与电力市场是必然选择。
各地陆续开展的一系列市场化示范实践，也证实了这一点。例如，广东聚合分布式储能的虚拟电厂，已正式参与广东电网的调频调峰辅助服务；浙江部分储能项目通过接入虚拟电厂参与市场化报价；山东则明确支持分布式储能参与容量补偿与电力交易。这些实践充分彰显了分布式储能的灵活调节能力与市场化参与潜力。随着市场化的推进，分布式储能的收益模式也从原先依赖单一电价差的模式，转变为市场交易+辅助服务+地方专项补贴的多元收益格局。
高志远认为，这些实践案例起到了很好的示范推广作用。但要让这些项目从示范变成普遍的市场行为，还需要政府和行业共同努力，充分利用好市场调节机制。