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2025年，随着“强制配储”时代结束，储能行业正处于从“政策驱动”转向“市场驱动”的探索期。国家与地方政策密集出台，分时电价机制持续演变，电价收益波动加剧、难度攀升。储能如何在市场交易中找准定位、实现收益最大化，已成为产业亟待破解的难题。
取消峰谷电价浮动
工商储套利模式生变
最近的储能电力市场变化频频，四川率先扔出一枚“炸弹”。其2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）的中提出“在要求执行尖峰电价的月份和日期（即夏季7月、8月），原执行峰谷电价的批发和零售用户仍须按照分时电价政策继续执行峰谷电价”，多家解读为“其余10个月分时电价消失”“四川工商储怕是凉了”等，让众多项目业主“慌了神儿”。
随着讨论升温，官方也采取了相关建议进行补充，在12月3日正式发布的《四川2026年电力市场交易总体方案》及《四川电力市场规则体系V4.0》的通知中，再次明确“原执行峰谷电价的批发和零售用户仍须按照分时电价政策继续执行峰谷电价。其中批发用户市场交易电价、零售用户的联动价格部分，不执行峰谷电价浮动”。
该政策既保留了原本的峰谷价差套利的收益，又为储能市场化改革保留了一定的空间，即批发用户市场交易电价、零售用户的联动价格将由市场供需决定，价差可能扩大也可能收缩，收益失去“政策保底”，定价逻辑逐渐走向市场化。
紧接着，12月10日，陕西省又带来了一份“惊喜”。在陕西电力交易中心发布《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》中提到“2026 年市场化用户(批发用户、零售用户，下同)分时价格不再执行峰谷浮动政策，售电公司代理用户电价将主要由市场内全部售电公司与电厂间的批发均价传导形成”。
该政策也取消了事先划定峰谷时段与固定浮动比例的模式，转向由市场供需决定、实时波动的分时价格，项目价差与收益的不确定性大幅增加。
因此，从四川到陕西的政策调整，都指向同一个趋势：原先由政府划定时段、设定浮动比例的行政性峰谷定价模式或将终结，工商业储能靠峰谷套利“躺赚”的日子将不复存在。同时电价的波动性增强，意味着项目部分收益的不确定性将大幅增加，如果不主动探索更灵活、更多元的收益模式，企业将难以在日趋市场化的环境中保持稳定回报与长期竞争力。
各省分时电价大变动
推动储能市场化进程
2025年，“市场化交易”成为我国电力行业发展的核心关键词。“136号文”终止了实施八年的强制配储政策，释放市场选择信号；随后“394号文”加速推进电力现货市场建设，深刻改变行业生态。
9月，国家发改委发布的《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，首次明确将储能企业、虚拟电厂等新型主体纳入市场成员，并赋予储能“双重身份”：独立储能在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易。这意味着储能正式成为与发、售、用各方同台竞技的市场经营主体。
与此同时，修订后的《输配电定价成本监审办法》进一步明确：抽水蓄能电站、新型储能电站、电网所属电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。《省级电网输配电价定价办法》也明确：抽水蓄能电站、新型储能电站、电厂资产不得纳入可计提收益的固定资产范围。
这一调整推动了储能从“靠政策吃饭”向“凭本事赚钱”的转变，其收益与成本需由真正使用服务的市场主体承担，储能项目必须通过市场竞争“自食其力”。
在地方层面，各省政策呈现差异化推进。部分省份缩减峰谷价差，倒逼储能收益模式的多元化。
江苏将上午及午间调整为平段或谷段，高峰整体后移，使原先“谷充峰放+平充峰放”套利模式变成“谷充峰放+谷充平放”。以12月电价为例，2025年平均价差较2024年同期下降约39.3%，度电收益同比降幅达47%。
浙江通过“早峰变平、晚峰后移”，加上输配电价、政府性基金及附加等不再参与电价浮动，使得峰谷价差降幅超过22%。以1MW/2MWh储能系统测算，在12月代理购电价格下，若执行新政策下的“一次谷充平放+一次谷充峰放”，其年套利收益约近52万元。这与原政策两次“谷充峰放”下获超90万元的收益相比，收益大幅缩水40%，投资回报周期也将延长1.5~2年。
值得注意的是，随着新能源占比提升，部分省份为适应光伏出力特性，将午间从峰段调整为谷段，客观上为储能创造了新的套利窗口，如安徽、天津、江西等地，储能可通过两次“谷充峰放”提升收益。
而部分省份则着力完善市场机制，拓宽储能收益渠道。
今年6月起，江苏启动全省电力现货市场长周期结算试运行。按照国家部署，2025年底前福建、四川、辽宁、重庆、湖南等多省将启动现货市场连续结算试运行，这为储能参与实时市场、获取波动收益打开了新窗口。同时甘肃、陕西鼓励储能与虚拟电厂入市；甘肃、内蒙古、河北等地还推出容量电价或补偿机制，为储能提供一定收益保障，缓解“看天吃饭”的压力。
无论是缩减价差“加压”，还是完善机制“搭台”，各省政策都指向同一目标，即推动储能从“政策驱动”走向“市场驱动”。从短期来看，行业正面临收益模式重构的阵痛；但长期而言，这有助于储能摆脱政策依赖，真正拥有适应市场、自主盈利并持续创新的能力。
三大路径逐步成熟
储能多元化收益模式愈加清晰
随着政策导向的转变，各地对储能多元化收益模式的探索日趋明晰，并积极出台多项政策推动储能市场化进程。
第一，通过参与电力市场交易获取收益。
独立储能电站正以“双重身份”融入电力市场：充电时作为用户，放电时作为发电企业。
如四川已明确独立储能可分别以这两类主体身份参与省内市场交易；贵州也规定，参与现货市场的独立储能在放电时按照报量不报价新能源企业结算价格及方式结算，充电时按照市场化交易用户结算方式结算。
第二，参与辅助服务市场获得调峰、调频等补偿。
据世纪储能不完全统计，超11个省份发布关于辅助服务市场相关政策，对调峰、调频标准进行调整。
如宁夏虚拟电厂调峰交易申报价格上限暂保持0.19元/千瓦时，青海储能调峰交易中电网调用储能的调峰价格暂定0.3247元/千瓦时。
新疆独立储能、新能源配建储能参与电网应急调峰，相应充电电量补偿价格为0.262元/千瓦时；河南调频里程额定容量的10%~15%，申报价格0~15元/MW；云南独立储能电站调频里程申报价格范围为3~8元/MW，市场出清上限15元/MW等。
第三，容量电价机制将提供更多收益。
2025年，甘肃、宁夏等多地发布新型储能容量补偿政策，并积极推动相关项目的落地。
如甘肃拟建立覆盖煤电与新型储能的发电侧容量电价机制，并拟将电网侧新型储能纳入容量电价补偿范围，标准定为330元/千瓦·年。
宁夏提出分阶段执行容量电价的机制，2025年10~12月按100元/千瓦·年执行，2026年1月起提高至165元/千瓦·年，并设置了相应的运行考核机制，如在储能运行期间，月内发生三次非停将扣减当月容量电费，全年有三个月发生，取消其未来一年获取容量电费的资格。
按照以上的多元化收益计算，以甘肃100MW/400MWh储能电站为例，容量费用=4/6*100MW*0.8*330元/kW=1760万元/年（容量电费=申报容量×容量供需系数×容量电价）。在辅助服务市场，其月均调频收益大致在200~300万元之间，其最低收益也在1960万以上，显著提升了项目收益的稳定性与可预期性。
总结来看，三大路径并行发力既破解了此前储能项目收益单一、回报不确定的痛点，也为企业参与储能投资提供了清晰指引。随着各地政策持续细化、补偿标准逐步完善，储能项目盈利稳定性将进一步提升，加速推动行业从政策驱动向市场驱动转型。
2026年，随着电力现货市场实现全覆盖，储能可灵活参与跨时段、跨品种交易，市场机制将持续完善，收益模式也更加多元，“储能+”的创新模式将加速推广。在“储能市场化”的驱动下，一个万亿级蓝海将全面爆发！
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