导语：江苏这次分时电价新政，一石激起千层浪。调整的不是电价本身，而是背后的“计价逻辑”。看似技术性的一步，实则重构了整个光伏+储能项目的收益模型，也打破了过去“靠差价赚钱”的套利模式。是风暴，还是洗牌的起点？

@储能圈/原创

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为什么一次“基础调整”，让储能圈哗然？

4月30日，江苏发改委正式发布《关于优化工商业分时电价结构的通知》，文件内容没有明确“降价”，也没有限制储能项目的开发，但核心变化在于：分时电价的计价基础，从“到户电价”变成了“购电价格”。

这就好比过去你是以含税价格计算折扣，现在则变成了以出厂价为基础打折——表面上浮动比例提高了，实际上，参与浮动的价格基础变小了，直接结果就是峰谷价差缩水了。

政策落地后，据测算，江苏的峰谷价差从原来的 0.85元/kWh 降至约0.65元/kWh，平谷差则从 0.37元/kWh 降为约0.28元/kWh，整体下降了近 25%。本来还能“两充两放”的储能套利模型，现在很多只能“充一放一”，直接影响项目IRR和回本周期。

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电价逻辑变了，光伏项目也不好过了

储能受冲击，但光伏也并不轻松。

江苏此次分时电价优化还新增了一个“午间谷段”，也就是每天中午11:00~13:00期间电价进一步降低。问题就在于：这正是光伏的发电高峰期。

也就是说，以前光伏在最强阳光时段发电，电价还算正常；现在发得多，卖得便宜——直接打击了光伏的峰值收益。特别是那些希望将富余电量上网赚钱的企业，收益预期将被大幅压缩。

分时电价重构之后，光伏不是不赚钱了，而是需要更精细地匹配用电结构，尤其是提升自发自用比例，才能抵消上网电价不确定性的冲击。

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储能项目的“套利逻辑”正在失效

过去几年，储能主要靠“峰谷套利”模型支撑商业化路径。这个逻辑很简单——低谷时充电、峰值时放电，赚取差价收益。尤其在江苏这样峰谷价差大的地区，储能系统的静态回报期短至5年以内，成为资本青睐的“现金牛”。

但当价格结构改变后，储能就不再是一个“装上就能赚钱”的金融工具，而真正回归到“用得好，才赚钱”的时代。

未来的储能项目，必须从套利模型走向运营模型，靠灵活调峰、现货交易、需求响应、虚拟电厂等综合手段获取收益。简单说：只靠一张Excel表格测算回报的时代已经过去了。

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这场变化，背后逻辑是什么？

这不是一次孤立事件。江苏的动作，其实是电力系统全面市场化改革的一个缩影。

当前，新能源尤其是光伏大规模接入，已经改变了原有电力系统的负荷曲线——中午“光多电剩”，晚高峰“缺电调峰”。这就需要用户能够更灵活地跟随时段变化进行用电，“按需定价”自然成为大势所趋。

分时电价结构优化，本质上是用价格信号引导用户行为，服务于“新型电力系统”的建设。这意味着不只是江苏，全国各地都可能会陆续推进类似改革。

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光伏和储能开发商，该怎么办？

面对套利逻辑被削弱、收益模型重塑的现实，光储开发商不能再只盯着“价差”，而要思考以下几个关键点：

1. 调整项目模型：必须提高光伏自发自用比例，结合企业真实用电负荷制定配置方案。
2. 重新审视储能价值：不能再单纯追求放电盈利，而要参与需求响应、辅助服务、VPP调度等“多元收入”模型。
3. 加强运维能力：未来比拼的不是谁价格低，而是谁管理精、调度灵活、服务能力强。
4. 风险前置评估：政策变化频繁，要在合同、收益测算中引入价格波动、现货机制等不确定性参数。

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写在最后

峰谷套利模式不会彻底“消失”，但注定不再是唯一解法。市场正在逼迫光伏和储能项目从单一模式，迈向综合能力的竞争。无论是企业自投，还是EMC模式引入第三方投资，唯有看清趋势、精细化运作，才能在市场变局中稳住收益预期。电价结构变了，“风口”不会消失，只是风向变了。