四川儲能圈又熱鬧起來了。

近日，“四川儲能涼了”、“天塌了”等說法在社交平臺持續發酵，引發行業內外廣泛擔憂。這些情緒的集中爆發，根源直指一份剛剛發布的電力市場改革文件。

11月20日，四川省發改委、四川省能源局、四川省能監辦聯合發布《四川2026年電力市場交易總體方案（征求意見稿）》及《四川電力市場規則體系V4.0（征求意見稿）》。文件中明確提到，“為保障電力供應、促進工商業負荷削峰填谷，在我省分時電價政策要求執行尖峰電價的月份和日期，原執行峰谷電價的批發和零售用戶仍須按照分時電價政策繼續執行峰谷電價。”

結合四川現行電價政策及文件配套說明，不少業內人士做出了明確解讀：目前四川僅保留7、8月作為尖峰電價執行月份，這意味著除這兩個月需繼續執行分時峰谷電價外，其余10個月的分時電價政策將取消。

若真如業內人士解讀所言，對依賴“低谷充電、高峰放電”的峰谷價差套利模式的工商業儲能來講無疑是致命一擊。

那么，此次新政的發布是否意味著“四川分時電價沒了”？

依賴傳統模式的工商業儲能又將面對何種沖擊？

四川儲能真的會“涼”嗎？

是“市場化+計劃兜底”的精準適配

事實上，四川省關于電價機制的調整并非取消分時電價。

政策早已明確，7-8月迎峰度夏等必須執行尖峰電價的時段，分時電價是硬性要求；至于其他月份，既沒說不能執行分時電價，更沒提要徹底取消峰谷電價，只是把定價的靈活性交還給了市場。

要理解此次政策調整，首先需把握四川電力供需的核心特性——以水電為主導的能源結構帶來顯著的季節性波動。數據顯示，四川水電裝機容量占比超80%，每年6-10月汛期水電大發時電力供過于求，而冬春枯水期及夏季高溫時段則需依賴火電、外電補充，電力供需矛盾突出。

傳統固定峰谷時段的分時電價機制，雖在一定程度上發揮了削峰填谷作用，但難以適配水電季節性波動的特性，也無法充分反映電力市場的實時供需關系。此次調整正是針對這一痛點，構建“市場化為主、計劃兜底”的電價形成機制。

此次政策調整的核心邏輯可概括為“緊張時段保調控，常態時段促市場”。與此前政策相比，調整后的機制呈現三大顯著變化：

在執行范圍上，從全年固定峰谷時段調整為“7-8月必執行+其他月份應急啟動”；

在定價方式上，從政府核定峰谷價差轉變為“市場化協商為主+計劃調控為輔”；

在調控力度上，高耗能用戶電價取消上限，尖峰電價上浮比例保持20%。

這種差異化設計，既守住了電力供應安全的底線，又釋放了市場化改革的活力。

與變化一同而來的，是市場化定價儲能行業帶來的三重不確定性挑戰：

首先，峰谷時段的確定性消失了。在市場化交易中，電價由供需關系決定，高峰和低谷時段不再固定不變。今天是用電高峰的時段，明天可能就因為天氣、生產安排等因素變成平段甚至低谷，儲能系統再也無法按照固定的“時間表”進行充放電操作。

其次，價差大小的可預測性大大降低。市場化交易意味著價格波動成為常態，峰谷價差可能在某些日子大幅擴大，在其他日子急劇縮小甚至倒掛，這種不確定性使得儲能項目的收益預測變得極其困難。

再者，價格波動風險全部轉移給了市場參與者。在原有政策下，分時電價實際上為儲能投資者提供了一種“價格保險”，即政府通過行政手段保障了峰谷價差的存在，而現在這一隱性擔保消失，投資者需要自行承擔全部價格波動風險。

但值得注意的是，政策為這一變革設置了關鍵“安全閥”，恰好回應了上述擔憂——7、8兩夏季月份仍保留峰谷電價。這一設計體現了政策制定者的審慎考量：在一年中用電最為緊張、最需要儲能發揮削峰填谷作用的時段，通過保留分時電價確保儲能的基本收益。

電價調整沖擊工商業儲能盈利模式

那么，為什么網友會對此次新政有如此強烈的反應呢？

核心根源在于工商業儲能的核心盈利邏輯被徹底沖擊。

眾所周知，工商業儲能的核心盈利方式是利用政策規定的峰谷電價差套利，即在低谷時段低價充電，高峰時段高價放電賺取差價。

而此次新政的核心調整，正是打破了這種穩定的盈利基礎——政策明確取消了大部分時段的計劃性峰谷電價，僅保留夏季用電最緊張的個別月份執行固定價差，其余時間全面推行電價市場化，這直接導致傳統政策性套利模式基本失效。

首先，已投產與規劃中項目收益面臨大幅縮水甚至歸零的風險。

對已投產項目而言，投資回報預期被徹底改寫。行業測算顯示，儲能項目要覆蓋成本實現盈利，峰谷價差通常需達0.7元/千瓦時以上。新政實施后，除夏季7-8月，其余10個月電價完全市場化，受供需關系影響，價差可能大幅縮小甚至出現高峰電價低于低谷電價的倒掛現象，原本能穩定套利的項目收益驟降，投資回收期大幅延長，部分項目甚至面臨無法回本的風險。

對規劃及在建項目而言，此前投資者依據固定峰谷電價精準測算收益推進項目，新政讓這些測算徹底失效，不少規劃項目被迫重新評估商業模式，部分在建項目因收益前景不明已被叫停，前期投入可能打水漂的狀況，自然引發投資者和從業者的強烈不滿。

其次，行業長期投資信心遭受重創。

工商業儲能項目運營周期通常長達8-10年，投資者決策的核心前提是政策與收益的穩定性。此次以電力市場改革先行省份四川為代表的新政調整，打破了行業對政策性峰谷電價的依賴預期。

更關鍵的是，四川的政策導向極可能被其他省份借鑒，全國范圍內跟進后，整個行業將長期處于收益不確定的環境中。這種對未來政策環境的恐慌，嚴重動搖了投資信心，不僅行業新人不敢入局，老玩家也紛紛收縮投資規模。

最后，產業鏈連鎖反應擴大了影響范圍。

工商業儲能并非孤立領域，其發展關聯著鋰電池制造、儲能系統集成、運維服務等上下游多個產業。此前行業的蓬勃發展帶動了整條產業鏈的就業與盈利，而新政導致儲能項目縮減后，上游電池供應商訂單銳減，中游集成企業業務量下滑，下游運維團隊面臨裁員風險。這種產業鏈傳導效應，讓除投資方外，產業鏈上的從業者、創業者等群體也深受波及。

四川儲能不會“涼”

此次電價調整絕非四川儲能的“休止符”，而是終結工商業儲能單純依賴固定峰谷價差套利的粗放發展模式，推動產業從政策依賴型向市場化、多元化高質量模式轉型的“轉向信號”。在清晰的產業規劃、完善的價格機制以及持續落地的項目支撐下，四川儲能正迎來更具韌性的發展新階段。

判斷四川儲能產業走向，政策導向是核心風向標。與“收緊支持”的誤讀相反，四川近期密集出臺的政策實則為儲能發展搭建了穩固的制度框架，從規模目標和收益保障兩方面提供雙重支撐。

在規模布局上，四川已明確提出量化發展目標：力爭到2027年底全省新型儲能裝機規模達到500萬千瓦。不僅如此，政策還精準劃定了電網側儲能的重點布局區域，將成都南部、東部等區域列為優先發展地帶，通過空間規劃引導儲能實現規模化、集約化發展。

針對獨立儲能電站和用戶側儲能項目，四川建立了差異化的收益支撐體系：在電力現貨市場全面運行前，放電電量可參照煤電政府授權合約價格機制獲取平均差價費用，為項目提供基礎收益托底；對于2026年底前建成投運的用戶側儲能項目，投運后兩年內新增的容量電費可納入全省統籌疏導，進一步降低項目初期運營壓力。

其次，此次電價調整對不同領域儲能的影響呈現明顯分化，其中電網側儲能幾乎未受沖擊，反而憑借政策加持成為四川儲能產業的核心增長極。為保障電網側儲能的穩定發展，四川建立了常態化的項目推進機制，按年度梳理電網側新型儲能項目清單并推動落地實施，同時明確要求納入清單的電網側儲能電站每年調用完全充放電次數不低于250次，通過量化運營要求保障項目收益穩定性，打消了投資主體的顧慮。

此外，市場化機制的完善更為工商業儲能打開了多元收益空間。隨著電力現貨市場建設推進，工商業儲能可參與15分鐘級別的現貨交易，捕捉實時電價波動帶來的套利機會，相比傳統固定峰谷價差模式更具靈活性；同時，行業加速探索“儲能+”融合發展模式，與分布式光伏結合形成“光儲”系統，提升新能源消納能力的同時獲得發電收益；或加入虛擬電廠聚合體，為電網提供調頻、調峰、備用等輔助服務，通過獲取輔助服務補償拓展收益來源。這種從“單一套利”到“多元創收”的轉變，正讓工商業儲能逐步形成適應市場化競爭的核心能力。

從政策布局到項目落地，從模式創新到行業轉型，四川儲能產業的發展邏輯已清晰顯現：此次電價調整并非“降溫”，而是推動產業“提質”的關鍵舉措。

告別單純套利的粗放時代，四川儲能正憑借政策保障、電網側支撐、工商業轉型和模式創新的多重驅動，邁向市場化、多元化、高質量發展的新階段。對于行業而言，這不僅是一次轉型陣痛，更是實現可持續發展的必經之路，也為全國儲能產業市場化轉型提供了“四川樣本”。

來源：儲能頭條