千亿储能市场开闸！分时电价放开，谁在闷声发大财？
发布日期：2026/2/12
今年的电力市场，正迎来一场深刻的结构性变局。
3月1日起，全国已有九地正式取消政府核定的固定分时电价。这意味着，所有直接参与电力市场交易的主体——从大型工厂到街边商铺，从风电基地到城市电网——彻底告别沿用多年的“固定时段、固定电价”模式，进入电价完全由市场供需实时决定的时代。
对许多人而言，这或许只是一条略显专业的政策调整；但对储能行业而言，这是一扇正在轰然打开的千亿级市场大门。
电价波动成常态，储能从“可选项”变为“生存项”
过去，工商业用户只需按照政府划定好的峰、平、谷时段安排生产，便可有效控制用电成本。如今，一切都变了。
“最紧张的是用电大户。”国内某大型铝企能源管理部门负责人坦言。以电解铝行业为例，电费占生产总成本比例高达30%–40%。分时电价市场化后，高峰时段电价可能突破每千瓦时1.5元，而低谷时段或低至0.2元以下，波动幅度较此前扩大近三倍。“单纯靠调整生产班次已经不够了，必须要有能够实时‘吞吐’电力的系统，而这就是储能的根本价值。”
数据显示，仅2025年下半年，全国新增备案的工商业储能项目就超过2.7吉瓦时，同比激增230%。其中，高耗能产业聚集的山东、江苏、浙江等地成为落地重点。
宁德时代在山东华勤绿能打造的30MW/60MWh储能项目，已成为行业标杆。这套系统不仅有效解决了企业屋顶光伏发电在午间低价时段的“弃光”问题，更通过主动参与峰谷套利，每年节省电费约668万元。按照该项目总投资1亿元计算，投资回收期被压缩至6年以内，内部收益率（IRR）超过12%。
“这还只是开始。”一位储能系统集成商销售总监指出，“随着电力市场实时交易数据日益透明，我们正在为客户开发融合人工智能的储能智慧调控系统，未来不仅可自动选择最廉价的充电时段，还能根据电价预测，在价格飙升前反向向电网放电获利。储能的收益维度正在从单一走向多元。”
而对于数量庞大的中小工商业用户，共享储能模式正迅速普及。
江苏南通洋口镇，华东最大共享储能电站
（200MW/400MWh）就像一座巨型“电力银行”，周边数十家纺织、机械制造企业通过租赁部分容量，无需任何初始投资，便能享受平抑电价波动的服务。浙江长兴一家化纤企业仅租用该电站25%的容量，月度电费开支便降低超过18%。
“中小用户负荷刚性更强，对电价敏感度更高。”该共享电站运营方负责人算了一笔账，“高峰电价每上涨0.1元，一家年用电量500万度的小厂，成本就增加50万元。共享储能以‘度电服务费’模式，为其提供了确定性的成本管控工具，市场需求是爆发式的。”
据行业预测，到2026年底，国内工商业储能装机规模有望突破15吉瓦时，由此催生的系统集成、运营服务市场规模将超过500亿元。
新能源的生死竞速：无储能，不盈利
如果说工商业储能是在“降本”，那么新能源侧的储能，则直接关乎项目的“生死”。
“午间光伏大发，电价却最低，甚至出现负电价；傍晚用电高峰，太阳却下山了。”某光伏电站投资商项目总监语气中透着紧迫，“没有储能的光伏项目，在完全市场化的环境中，边际收益可能趋近于零。”
残酷的市场规律正在倒逼行业变革。2025年，全国超过60%的新增集中式光伏项目已明确要求配置储能，配置比例普遍在10%–20%，时长2–4小时。这并非简单“拼装”，而是要求储能系统与发电单元深度协同，实现“1+1>2”的收益增值。
风电的情况更为复杂。其出力的随机性和波动性，与追求稳定匹配的市场化电价机制天生存在矛盾。“我们内蒙古的一个风电场，接入储能系统后，不仅平滑了出力曲线，更关键的是能主动参与调频辅助服务市场。”一位新能源集团技术负责人介绍，“去年第四季度，该项目的辅助服务收益已占到储能板块总收入的30%。”
国家发改委近期明确表态，支持“风光储联合单元”整体参与电力市场，并加快完善辅助服务补偿机制。政策绿灯已开，市场通道正在打开。
行业分析指出，新能源配储已从“政策鼓励”走向“经济强制”。预计2026年，新能源侧储能新增装机将占全年新型储能新增装机的50%以上。这不仅意味着巨大的设备需求，更孕育着储能电站运营、智慧能源管理、电力交易代理等一整套服务生态。
“未来的新能源电站，本质上是一个‘发电+调节’的综合能源工厂。储能不再是成本中心，而是创造额外价值的利润中心。”一位资深行业观察者断言。
电网与售电公司的转型利器：储能重塑电力价值链
分时电价市场化浪潮下，传统的电网企业和售电公司同样站在转型的十字路口，而它们手中最重要的工具之一，正是储能。
对电网企业而言，负荷波动加剧、局部阻塞、可再生能源高比例接入带来的安全稳定压力日益凸显。储能，以其快速响应、灵活调节的特性，成为电网升级不可或缺的“稳定器”和“调节阀”。
南方电网某省级公司规划发展部人士透露：“我们正在规划数个百兆瓦级的电网侧独立储能电站，主要功能就是平抑区域性负荷尖峰、提供紧急备用和调频服务。这些项目不再是示范，而是刚需。”
更深刻的变革发生在商业模式层面。电网企业正依托储能，从单一的输电通道向综合能源服务平台演进。通过投资或合作运营储能设施，电网公司不仅能提升系统运行效率，更可开拓增量配电、需求侧响应、虚拟电厂聚合等新业务。
售电公司的战场则更加直接。失去固定价差保护后，如何对冲市场价格风险、吸引并留住用户？“储能+虚拟电厂” 正成为其打造差异化竞争力的核心武器。
“我们面向中小工商用户推出的‘售电+储能套餐’，用户只需支付固定的服务费，即可锁定用能成本上限。”一家活跃在长三角的售电公司总经理介绍，“背后的支撑，是我们聚合的分布式储能资源和用户可调节负荷构成的虚拟电厂。储能负责日内峰谷套利和快速调节，虚拟电厂负责聚合响应，两者结合，形成了强大的风险对冲能力和客户粘性。”
这种模式为储能企业开辟了一条“轻资产、快扩张”的新路径——无需直接面对海量终端用户，只需与售电公司或虚拟电厂运营商合作，为其提供储能资产或运营技术服务，便可快速实现规模化落地。
站在风口：储能企业如何锻造决胜未来的核心竞争力？
市场机遇如潮水般涌来，但并非所有玩家都能安然弄潮。
“当前储能行业看似火热，实则进入了一个‘能力筛选期’。”一位头部储能企业战略负责人分析，“政策释放了需求，但最终胜出的，一定是那些能深刻理解不同场景商业逻辑，并提供安全、高效、全生命周期经济性解决方案的企业。”
面向大型工业企业的定制化能力是第一个竞技场。高耗能企业的需求复杂，往往涉及与现有生产工艺、余热回收、微电网等的协同。简单的设备销售已不够，需要提供从诊断、设计、投融资到长期运营的整体解决方案。这要求企业兼具深厚的技术功底和能源管理专长。
共享储能与虚拟电厂的运营能力是规模化关键。这不再是单纯的硬件生意，而是对负荷预测、电力交易、集群调度算法的极致考验。谁能在确保安全的前提下，将聚合资源的利用率提升1%，谁就能在长期竞争中建立决定性优势。
与新能源发电的深度融合能力决定技术天花板。未来“光储融合”“风储一体”不再是机械捆绑，而是从直流侧耦合、控制策略到电力市场交易策略的全链条优化。储能系统需要成为发电单元的“智慧大脑”，最大化项目全生命周期收益。
与电网、售电生态的协同能力关乎商业格局。能否设计出多方共赢的商业模式，能否融入新型电力系统的规划与调度体系，将决定企业能否占据价值链的核心节点。
与此同时，行业的内功修炼从未如此紧迫。电芯循环寿命、系统效率、度电成本（LCOS）仍是比拼的硬指标。2025年，先进储能系统的LCOS已降至每千瓦时0.4–0.5元区间，部分项目在理想场景下已具备平价应用条件。下一步，向0.3元迈进，需要材料体系、系统集成和商业模式的协同创新。
安全则是不可逾越的红线。随着储能电站密度和容量激增，消防设计、预警系统、运维标准必须走在前面，任何重大安全事故都可能给整个行业带来难以挽回的打击。
固定分时电价的取消，标志着一个旧时代的终结，和一个新时代的开启。电力商品属性全面回归，价格波动成为常态，而储能，正是驾驭这种波动的“船舵”。
这场变革，将重新定义电力系统的运行方式，重塑从发电到用电的整条价值链。对于储能行业而言，这绝非昙花一现的政策红利，而是基于坚实经济逻辑的长期增长引擎。
潮水方向已然清晰。那些能够以技术洞穿本质、以场景定义产品、以生态构建优势的企业，将不再只是风口上的追随者，而成为新一轮能源变革的定义者。
千亿蓝海，风帆正劲。储能的时代，终于真正到来了。
来源：观储视角Max
