又一省砍向“购电价”，江苏之后贵州再补刀！0.48元价差逼死第一批玩家？

5月16日，贵州省发展和改革委员会向各市（州）发展改革委（局），贵州电网有限责任公司，各增量配电网企业，贵州电力交易中心征求《于优化完善峰谷分时电价有关事项的通知》

按照征求意见稿内容，在划分峰平谷时段方面。

冬季（1-2 月、12 月）：

峰时段为 9:00 - 11:00、17:00 - 23:00；

平时段为 8:00 - 9:00、11:00 - 17:00、23:00 - 0:00；

谷时段为 0:00 - 8:00。

非冬季（3 - 11 月）：

峰时段为 8:00 - 9:00、17:00 - 0:00；

平时段为 7:00 - 8:00、9:00 - 13:00、14:00 - 17:00；

谷时段为 0:00 - 7:00、13:00 - 14:00。

根据《征求意见稿》分时电价浮动仅基于“上网电价”（购电成本），而输配电价、系统运行费用等固定成本不再参与浮动。这意味着：

峰段电价 = 平段购电价 × 1.6（上浮60%）；

谷段电价 = 平段购电价 × 0.4（下浮60%）；

实际峰谷价差 =（1.6 - 0.4）× 平段购电价。

以贵州当前平段购电价约0.4元/kWh计算，理论峰谷价差仅0.48元/kWh（若包含固定成本则可达0.72元/kWh）。价差缩水33%，直接冲击储能项目的“套利空间”。虽然这一政策从降低企业用电成本、促进新能源消纳等方面有积极意义，但对于储能投资者而言，政策的大幅变动使得收益预期变得更加复杂。

对比江苏政策

江苏2025年同样将浮动基准调整为购电价，但引入“尖峰/深谷”多时段划分，试图通过更精细的时段设计平衡收益。而贵州的“一刀切”式调整，则让储能投资者更难找到“安全垫”。‍

01

传统工商业储能的盈利核心是“低储高放”赚取价差。但贵州新政下，这一模式面临三重挑战：

价差收窄：0.48元/kWh的价差需覆盖储能系统的充放电损耗、设备折旧及运维成本，项目IRR（内部收益率）可能跌破6%的行业底线。

时段匹配难度增加：贵州冬季峰时段集中在早9-11点、晚5-11点，非冬季峰段则延长至凌晨0点。储能系统需更高频次充放电，加剧电池衰减。

政策不确定性：贵州明确“现货市场运行后，批发用户不再执行分时电价”，未来可能进一步压缩储能套利空间。

02

行业大洗牌：谁能活过“政策寒冬”？

政策变动并非“末日”，而是倒逼行业升级的催化剂。存活的关键在于“多维收益+精准策略”：

需求侧管理：结合分时电价时段，优化工厂生产排班，将用电负荷向谷段转移，降低基础电费。

辅助服务市场，光储一体化：搭配分布式光伏，利用“自发自用+余电上网”模式对冲电价波动风险。

创新模式：浙江某企业推出“储能即服务”（ESaaS），按客户用电曲线动态调整充放电策略，价差收益分成，降低用户初始投资压力。

03

给储能人的“生存指南”：抬头看天，低头算账

政策雷达全天候扫描：紧盯分时电价、现货市场、辅助服务等政策动态。

动态财务模型：建立含政策变量的收益模型，预设价差收缩、时段调整等情景，测试项目抗风险能力。

生态合作：与电网公司、售电企业、负荷聚合商共建利益共同体分摊政策波动风险。

04

穿越周期，等待黎明

贵州分时电价调整，是电力市场改革的必然一环。每一次电价政策调整，背后都藏着市场需求、能源结构的深刻变化。对储能行业而言，短期是阵痛，长期是机遇。唯有跳出“价差依赖症”，转向综合能源服务商角色，方能在政策与市场的双重浪潮中，找到新航向。

本文来源：储能电站