..................................... - 12 - 2.2 峰谷价差变化趋势及特点 ................................................................... - 13 - 2.3 峰谷时序和时长的变化趋势及特点 ...................................... 年之前，用户侧储能一直都是国内储能最主要的应用领域。2023 年以来，在浙江、江苏、广东等峰谷价差较大的沿海地区，用户侧储能市场再次 迎来新的发展，以交直流一体化储能电柜为代表的产品得到广泛开发应用，使得 用户侧储能项目在小型工商业企业中得到快速布局。 2025 年，用户侧储能市场正在从传统峰谷价差较大的沿海地区扩展至安徽、 重庆、河南、四川、湖南等中部地区，布局于大工业用户、单体规模超过 超过 100MWh 的大型项目数量大幅增加，成为推动用户侧储能市场装机增长的主要力量。与此 同时，在各地工商业电价的频繁调整的大背景下，基于峰谷价差套利的用户侧储 能项目投资收益模式也正在面临更大的风险和不确定性。 图 1 2023 年至 2025 年 10 月用户侧储能市场月度新增装机规模和数量 数据来源：寻熵研究院统计分析。 0 50 100 150 200 250

.............................17 ii （一） 探索微电网隔墙售电，创新新能源消纳模式 ........................... 17 （二） 提高峰谷电价差，增强微电网项目经济性 .............................. 17 （三） 微电网与多领域项目协同发展 ............................... 及收益分析 项目的实际收益情况如下：发电上网电价 0.3545 元 / 千瓦时，峰谷价差 0.6 元 / 千瓦时，平均用电成本 0.7 元 / 千瓦时，使用年限均按 15 年计。年发电上网量 650 万千瓦时，售电 227.5 万元；年发电自用量 23 万千瓦时，节省用电消费 16.1 万元；储能 设备峰谷套利，按充电 0.2203 元 / 千瓦时，日充电 100 千瓦时，放电 0.8283 年电力价格水平。 情景二：动态情景，即储能系统和充电桩系统到期后，按照最近市场平均成本更新， 2024 年以前电力价格采用 2019 年电力价格水平，2024 年起采用最新电价政策。 表 2.2：陕西省峰谷电价 时间段 时间段 2019 年 4 月 2019 年 4 月 2024 年 7 月 2024 年 7 月 电费单价（元 � 千瓦时） 电费单价（元 � 千瓦时） 电费单价（元 � 千瓦时）

...................48 7.4 国家政策引导可再生能源的风电和光伏分布式电源补贴退坡 ................. 48 7.5 电能量市场暂未体现日内用电峰谷的价格差异 ................................49 7.6 起步阶段的辅助服务市场暂不能支撑相关综合能源服务开发................50 7.7 务改革试点亟需拓展盈利途径；（2）合同能源管理的政策支持步伐稍显滞后；（3）开 展合同能源管理的综合能源服务企业资质审核不完善；（4）基于园区增量配电网依靠补 贴运营可再生分布式电源的模式不可持续；（5）电能量市场暂未体现日内用电峰谷的价 格差异，综合能源服务运营模式受限；（6）起步阶段的辅助服务市场暂不能支撑相关综 合能源服务开发；（7）分布式交易平台试点迟迟未定；（8）综合能源服务技术储备和 用户能源管控意识仍较弱。 参与的电能量市场包括中长期（年、月、周）电能量交易、日前（对下一日）电能 量交易和实时电能量交易，发电企业与用户直接确定交易价格，并向电网企业交付核定 的输配电费用。电能量市场价格随供需变化而产生峰谷价差，实现通过市场价格手段引 导电力供需平衡的目的。 参与的辅助服务市场是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常 电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。包括

� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 6 01 二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态 � � 9 02 分时电价政策动态调整加快，现货价格对分时电价的指导作用凸显 � � � � � � � 16 03 省级电力零售市场建设加强，用户范围扩大和多元市场主体是发展趋势， 云南省全容量并网新能源项目执行燃煤发电基准价的电量比例 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 图表26 2024年青海和宁夏发电项目价格峰谷浮动比例 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 图表27 各地新能源参与电力现货市场对比 2024电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势 图表2 面向市场参与者的十大趋势汇总 按市场或价格 组成 电能量 01 二十三省启动电力现货市场（试）运行，新能源出力塑造现货价格峰谷形态 02 分时电价政策动态调整加快，现货价格对分时电价的指导作用凸显 03 省级电力零售市场建设加强，用户范围扩大和多元市场主体是发展趋势， 批零价格有效传导是发展方向 输配电 04 输配

储能设施可在电价较低时充电、电价较高时放电，将电价较高时段的电力需求 转移至电价较低的时段实现，从而在不改变用户行为的前提下，帮助用户降低 整体用电成本。 （3）有利于提高企业用电可靠性 本工程建设储能系统，在平时利用峰谷电价差获取经济效益。同时，储能 系统也可作为电力用户的备用电源，在电网供电不足时或电网故障时向用户供 电，从而提升供电可靠性。 9 （4）符合国家政策 当前国家陆续出台了多项储能政策，推进储能产业的发展。一些地方政府 低于变压器容量和高压电 动机容量总和的 40%时，按容量总和的 40%核定合同最大需量；对按最大需 量计费的两路及以上进线用户，各路进线分别计算最大需量，累加计收基本 电费。 （2）峰谷分时电价 峰谷分时电价是指根据电网的负荷变化情况，将每天 24 小时划分为高峰、 平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，以鼓励用电客户 合理安排用电时间，削峰填谷，提高电力资源的利用效率。 储能系统充放电方式 本工程是在上海嘉定联东建设一套 3MW/12MWh 的仓储式储能系统。在 电价较低时段进行充电，电价较高时段进行放电，利用厂区用电的峰谷价差获 取利润，同事也是厂区重要设备的应急备用电源。 为了充分利用嘉定联东用电的峰谷价差，根据上海市最新电价政策，在非 夏季，峰平谷时段依次为：谷-平-峰-平-峰-平-谷，共有两个峰时段，因此最多 可以循环两次；在夏季，峰平谷时段一次

平、促进多种能源优化 互补的重要支撑技术，储能的重要性和应用价值也在《关于推进“互联网+”智慧能 源发展的指导意见》中得到体现。 电池储能系统在电网中的作用主要体现在以下几个方面:1)减小负荷峰谷差， 提高系统效率和设备利用率。如果电力系统能够大规模地储存电能，即在晚间负荷 低谷时段将电能储存起来，白天负荷高峰时段再将其释放出来，就能在一定程度上缓解 负荷高峰期的缺电状况，提高系统效 400kW 以 上的，在电价谷时段（0:00 到 8:00）功耗稳定在 200 到 400kW 之间，具 有明显的峰谷特性; 2. 厂区负荷除了周日及节假日，其工作日运行曲线较为规律。 ****电力设备厂有限公司用电负载具有较好的储能负载消纳水平，故可设 置集装箱储能系统进行峰谷运行，具有较好的经济效益。 日逐时负荷 2018 年 4 月 2018 年 8 月 2018 年 12 月 的设备系统。根据********电力设备厂有限公司用电负荷数据可知，厂 区负荷有明显的峰谷特性，本项目接入********电力设备厂有限公司后， 低谷充电，峰时放电， 可进行 1 天充放 1、5 次，实现削峰平谷。 2019 年 7 月 1 日起，广东省****大工业用电峰谷电价表如下: 表 2-9****用电峰谷电价表 1）根据该用户的负荷特性，结合****的峰谷电价，确认储能系统运 行方式，如下表所示: 图 2-10

发电波动性，提升并网友好性，减少弃风弃光现 象。电网侧重点布局调峰调频服务，利用储能的快速响应特性参与电网辅助服务，并通过配电网侧储 能增强电网韧性。用户侧以工商业储能为主，通过分时电价机制实现峰谷套利，同时与分布式光伏、 充电桩形成光储充一体化系统，降低企业用电成本。在偏远地区，储能与微电网结合为离网区域提供 稳定供电，并逐步拓展至5G基站、数据中心等新领域。随着电力市场化改革推进，储能正通过多种模 中国新型储能行业发展白皮书 此外，随着2025年初136号文的发布，强制配储模式退出历史舞台，储能行业也将迎来深刻而长 远的变革，从“政策驱动”迈向“市场驱动”时代。从盈利角度来看，随着新能源的全面入市，未来现货 市场峰谷价差或将进一步扩大，独立储能商业模式或将重构，以容量租赁收入为主的商业模式将成为 “过去式”，预期电能量交易和辅助服务调节价值将愈发凸显。 （4）市场预测 电源侧储能方面，尽管2025年初“强 h） 数据来源：EESA数据库 用户侧储能是指用户关口表后（如家庭、工厂、商场等）安装的储能系统，通过储存低谷时段的 电能并在高峰时段释放，帮助用户优化用电成本、保障供电稳定性。其核心功能包括峰谷电价套利、 降低基本电费、参与需求响应等，主要分为工商业储能和户用（家庭）储能两种类型。而中国因居民 2.3用户侧储能 2023年工商业储能发展最热地区为浙江省，广东和江苏省紧随其后。但江苏省却在2024年一骑

算值，主要原因有三个： • 峰谷电价难以预测。现货市场中日内电价峰谷差波动较大，电价低值和高值事先预测难度大，新型储能难以 制定准确的运行策略，当日储能充放电价阈值设置不合适，可能导致新型储能当日错失充放电机会，或者不能 实现在电价最优点充放电，导致储能收益明显低于理论收益。此外，未来随着储能资产增多，也将进一步平滑 日内负荷曲线，大概率压缩日内电价峰谷差，从而进一步限制储能充放的收益幅度。 度。 • 平均峰谷电价差并无显著高于储能度电成本。根据图表10，山东的年分时平均峰谷差仅略高于0.4元/kWh。 据我们的行业调研，新型储能中间磷酸铁锂目前度电成本最低，在0.45-0.65元/kWh，其它省份的年分时平均 峰谷差也并无显著高于储能度电成本。同时，储能峰值电价具有尖峰特性，并不能保证储能全部以尖峰电价 放电，也造成储能收益大打折扣。 • 难以执行两充两放策略。在目录电 难以执行两充两放策略。在目录电价时代，用户侧储能一般按照晚低谷充电、早高峰放电；下午平段充电、晚 高峰放电的“两充两放”模式进行电价套利，以加快成本的快速回收。但新能源特别是光伏的快速发展，改 变了峰谷时段的时间分布。很多省份已呈现出明显的鸭形曲线，现货市场价格中午低、晚上高的特点显著，典 型日基本只具备一充一放的条件，储能成本回收周期将拉长。随着光伏更大规模发展，未来日内单次充放将 是长期运行模式。 rmi.org

更为经济的用能成本（66%）：用能企业对可再生能源、储能及柔性负荷的调度可以降 低用能成本，通过削峰填谷等策略为用能企业带来更大获利空间，但如果调度策略不系统、不科 学亦可能导致用电成本不降反升，如储能峰谷套利时产生额外用电需量致使容需量电费增加； y 可再生能源本地最大化利用（38%）：由于可再生能源发电功率随机性较强，当发电功 率大于负荷用电功率且缺乏储能等灵活可调节设备时，只能采用余电上网或弃光弃风的方式实现 化规则还可帮助大电网实现有序用电 以及社会层面碳排的降低。未来的新型电力系统电能采买将采用实时电价体系，用能企业购电进 一步追求透明化、公开化，用能企业的电力需求将参与响应电价机制，而不是简单的峰谷电价。 与此同时，电价机制会根据电力系统实际运行情况实时调整，通过电力现货市场数据交互接口将 实时电价反馈给用能企业，用能企业需根据当前电价来调整自身的用电方式从而实现最经济、最 低碳的目标。 初始投资成本（C0）和启动后投资成本（Ct）分别是系统成本和运维费用。储能的系统成本中主 要由设备采购（如锂离子电池、钠硫电池等）和安装调试费用（包括硬件安装和系统集成费用） 组成。储能的收益（Rt）主要来源是峰谷套利和参与辅助市场服务。值得注意的是，企业对于储 能的期望是可以做到低吸高放，降低园区/企业用电成本。同时可以作为储备应急电源使用。 29 经济为翼，能源转型打造全新商业竞争力 当前，储

.................................................................................... 10 1.2 太阳能资源及峰谷电价差 ............................................................................................... ......................................................................................... 11 1.2.2 峰谷电价差 ............................................................................................... ...................................................................................... 18 2 太阳能资源及峰谷电价差 ...............................................................................................