..................................... - 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

采用“先缴 后返”模式，陕西、山西按50%减免。 (2)降本效果：豁免政策可使度电成本下降0.10-0.15元，直接提升项目 IRR1.5-3 个百分点，非豁免省份充电成本将吃掉30%-50%峰谷价差收益，大幅削弱项 目经济性。 4.新能源配储强制要求(2026年全面执行) 延续2025年政策导向，进一步强化配储刚性，未配储或不达标项目，不受理并 网、不纳入消纳计划，倒逼新能源项目配套储能落地。 (1)容量电价：保底收益，占项目总收益30%-50%,解决“盈利不稳定”痛点， 提供基础现金流保障。 (2)电能量市场：弹性收益，占比30%-40%,2026年用户侧分时电价与现货市 场挂钩，峰谷价差有望扩大至0.8-1.2元/kWh, 套利空间提升。 (3)辅助服务：增值收益，占比10%-20%,调频、调峰、备用等补偿标准提升， 构网型储能收益优势明显。 2.合规层面：门槛提升，“纳规+达标”是前提 的3倍，长时储能成为盈利关 键。 2、是否豁免输配电价/系统费(权重25%):非豁免省份充电成本抬升0. 10- 0.15元/kWh, 吃掉30%-50%峰谷价差收益，直接导致项目IRR 下降1.5-3个百分点， 是区域选址的核心考量因素。 3、峰谷电价差/电力现货价格(权重20%):电能量市场核心收益来源，价差≥ 0.7元/kWh项目具备基础经济性，≥1元/kWh回收期可缩至5-6年，≤0.5元/kWh则

15% 配储，满足 2 小时 /1 小时配置需求，预计发电侧累计装 机可达 420GWh，按照平均 1.3 元 /Wh 计算，资金累计需求约 5500 亿元。工商业侧（用户侧 / 表后）：以 21 个峰谷电价差大于 0.7 元 /kWh 的省份为测算基础，按 80% 工业大户、20% 日电量存储比例，至 2030 年 工商业储能装机约 3800GWh，对应总资金需求可达 6 万亿元。电网侧：由于分区间调峰、区域间功率支撑等 项目收益的关键在于电力现货 市场、容量市场（或容量补偿）以及辅助服务市场的成熟度。从各地进展来看，现 货市场和容量补偿推进较快的省份，投资收益表现明显优于其他地区。例如山东、 内蒙古等地，现货峰谷价差与容量补偿均已落地，独立储能项目 IRR 可达 7%-16%， 投资吸引力显著提升。辅助服务市场方面，尽管国家已出台相关规则（如 196 号 文 3），但不同地区的品种开放、考核口径和交易机制仍有较大差异，部分省份辅助 网侧 / 集中式） 和表后市场（用户侧 / 工商业与户用 / 分布式）之间存在显著分化。表前市场更侧 重于容量补偿、现货交易与辅助服务的政策支持，是近期政策推动和市场投资的重点。 表后市场则以峰谷套利、需量控制、需求响应和虚拟电厂等多元机制为主，受地区 分时电价、负荷结构和地方激励政策影响较大，经济性和收益表现波动性更强。 随着电力市场化改革深入和区域政策加快落地，储能收益结构由价差套利单一

� � � � � � � � � � � � � � � � � � � � � 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

经济效益。该项目系统总投资 853.76 万元，年发电量大概 145 万千瓦时，项目年 均自用电量 110 万千瓦时，年均上网电量 35 万千瓦时；年均从电网购电 170 万千瓦时。 储能电池通过峰谷分时电价每年获利约 110 万。另外，分布式光伏发电、储能电池削峰 填谷，可每年节约变压设备基础容量配套费 17.8 万元。 11 青岛市微电网发展研究—基于典型示范项目的调查 节能降碳。项目年度可再生电力发电量为 技术配置。该示范工程建设 MW 级变配光储充微网系统，具体而言，基于园区建筑 幕墙和屋顶，发展分布式光伏发电并就地消纳，降低变压器投资；利用储能电池、电动 汽车放电，配合能量调度管理系统，结合峰谷电价差实现用能成本最优化；对电动汽车 群充电负荷统一调度管理，实现汽车群的有序充放电，减少无序充电对配电网的冲击， 降低配网投资容量；交直流混联微网，结合光伏、储能电池、电动汽车等直流源和负荷， 便抢占即将到来的产业机会。 （4）用户 无论是自建自用用户还是为其他企业供电，用户对微电网的诉求：一是节能降本。 18 青岛市微电网发展研究—基于典型示范项目的调查 山东进一步优化了峰谷分时电价政策，微电网运营商可以按照峰谷电价、实时电价，为 企业优化用能策略，实施源荷柔性控制，节能降本。二是参与电力市场交易，提升经济 性。随着电价交易机制的不断完善，虚拟电厂建设加速，工商业用户可参与电力现货市

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

& 节约电 费 政策 关键内容 江苏省 1-10kV 大工业代理购电电度电价变化趋 势 . ) 地区 / 部门 时间 u 多地拉大峰谷电价差，引导电力用户优化用电曲线。 近两月，江西、山东、河北、湖北、上海等多地相继出台新政拉大 2023 年峰谷电价差。 2021 年 7 月 29 日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》 ，部署各地进一步完善分时电价机制。根据高工产研， 个省市调整分时电价政策，要求适度拉大峰谷电价差 水平。 资料来源：高工产研，华西证券研究所 17 2.4.1 【驱动一】 ：节能控耗 & 节约电 费 2021H2 年以来国内各地峰谷电价查政策（部 年以来国内各地峰谷电价查政策（部 分） u 工商业峰谷电价差增大趋势明显，激励企业加强电费管理，合理规划错峰用电、节能控耗，减少电费支出。 以大工业用电为例，我国大工业用户实行两部制电价，每月应缴电费主要由基本电费 + 电度电费 + 功率因数调整电费三部分组成。其 中电度 电费可以拆解为“平均电度电价 × 用电量”，利用智能化手段进行管理调节，可以从三部分均实现电费的合理削减。 对于一个装机容量 1 万 kVA 的电力用户，