与从事工商业储能领域的朋友交流时，不难发现，许多身处产业链中的人们，对于取消固定分时政策的变动，心中难免生出一丝忧虑与迷茫。这一政策调整无疑为企业带来了新的思考契机，促使他们积极探索诸如光储一体化、储能参与虚拟电厂交易以及储售一体化等创新型商业模式。
就我个人观点而言，固定分时政策的取消，对于工商业储能领域而言，无疑是一场前所未有的挑战，但其背后亦潜藏着推动行业创新与升级的宝贵机遇。不是不再有固定的峰谷电价可供参考和套利，而是工商业储能的商业存在基础被打破了。
2025储能行业分析报告固定分时，分灶吃饭 固定分时阶段，工商业储能可以作为一种商业模式，独立于售电、光伏之外。 由于峰谷时段-价差都是行政确定的，储能作为一个独立的设备，只要充电时段不超用户最大需量（或变压器运行容量），以及放电时段有足够的负荷消纳。其他的设备运行、售电交易都与储能相对无关。 大家各吃各的，是一种分灶吃饭的模式。 市场化分时，一个碗吃饭 在市场化分时推进的阶段，光伏、储能、负荷（用户）及售电之间的利益关系，通过市场化电价与用户关口负荷曲线这一量价机制紧密绑定在一起，因而诸多矛盾逐渐显露。例如，分布式光伏与售电之间的矛盾，在市场化分时机制尚未全面实施的阶段就已经开始显现。现。 从数量的角度来考察，售电公司的交易基础是负荷曲线（蓝色）下方的面积，即电量的总和。而分布式光伏则相当于从这个总面积中切走了一块（红色部分的面积）。这一部分电量中的每一千瓦时，都可能代表着售电公司的潜在利润。从价格的角度分析，早几年分布式光伏与企业用户签订的电价大多在0.4元/千瓦时以上，且不分时段，采用一口价的方式。然而，随着政策性分时电价的推行，光伏发电时段的价格逐步调整至平段甚至谷段电价。与之相比，市场化交易中的场内电价更是多变。 用户自然更倾向于选择谷时电价，而不是分布式光伏提供的不分时段的平段折扣价。这种价格机制的变化，无疑对售电公司的收益模式产生了深远的影响，使得市场交易更加复杂多变。 因此，从去年到今年，一些分布式项目在企业用户的电费结算方面遇到了困难，部分企业用户甚至要求重新签订合约，这在一定程度上也反映了当前的市场状况。对于储能领域而言，在市场化分时条件的推动下，原本独立的电量与价格关系已经发生了根本性的变化。 从价格角度来看，工商业储能投资者难以获取明确且事先确定的价格信号，进而无法形成稳定的套利曲线。价格信号从批发市场传递到用户侧的储能端，需经过多次处理，这个过程中信号可能会失真或延迟，增加了投资决策的不确定性。 从量的角度看，工商储每个时段的可充可放电量，受到售电公司交易条件、市场价格、用户负荷变化、光伏的影响较大，已经很难作为独立资源进行交易。 市场化以后，工商储的新商业逻辑 所以，在市场化分时以后，整体的交易逻辑如下： 储能与分布式光伏、可调节负荷和不可调节负荷在物理上紧密结合，形成用户微电网系统。这个系统以关口负荷曲线为整体交易标的物，参与售电公司的批发侧交易。 从价格传递的角度来看，这一过程是反向的，即价格信号从批发侧传导至售电公司，随后再传递至零售侧，最终影响到用户，并进一步分解为储能、光伏和负荷的内部交易价格。因此，我认为分时电价对工商业储能最大的挑战，并非缺失固定峰谷电价，而是储能必须被整合到用户负荷曲线和售电公司的仓位中进行统一运营和交易。 这意味着工商业储能的角色已从用户内部的峰谷套利工具转变为售电公司仓位调整的重要手段。其竞争对手不再是其他工商业投资者，而是售电公司手中其他调仓筹码的成本与收益。 如果售电公司手里有足够的灵活性负荷，且开发成本和交易成本更低，那么工商业储能将受到更大的挑战。 对用户来说，工商业储能是不是投资，已经不重要了，用户看中的是售电公司提供的零售套餐，能否有更低的电费成本。 对储能资方或者运营商来说，如果只管好储能是远远不够的，因为要管理各端的交易价格，交易合同约束，以及用户的负荷、光伏等各种相关资源，这些都会影响储能本身的收益。所以未来的微电网统一自动化运营+售电侧一体化交易将成为必然的路径。 但是转型的挑战也是非常巨大的，因为整体的业务复杂度比储能项目运营提高了一个数量级。 而大名鼎鼎的英国章鱼能源，正是在这个维度上积累了丰富的运营和交易经验，以及相应的数字化技术平台。它们选择在这个时间节点进入中国市场，更是深思熟虑的结果。 期待看到国内外更多的多场景、多目标、多产品复杂运营交易和AI驱动的自动化套利模式的出现
