一纸征求意见稿，正在储能行业掀起波澜。10月16日，河北省发改委发布《关于优化调整冀北电网工商业及其他用户分时电价政策的通知（征求意见稿）》。这距离上一轮调整仅不到两年时间，政策迭代速度之快，折射出电力系统转型正在加速。

　　本轮调整的核心，是对峰、谷、平时段进行重新划分。其中，早高峰时段从原来全年12个月均有设置，改为仅保留6个月，其余6个月转为平段。这一变化不仅直接冲击冀北电网区域内储能项目的经济性，更释放出一个强烈信号：全国电价政策正进入高频调整期，储能行业必须警惕政策红利退坡的风险。

　　冀北此次政策优化，旨在适应高比例新能源接入的新型电力系统。截至2023年11月底，冀北电网的新能源装机容量已达4509万千瓦，占比高达73．6％，运行特性已与传统电网显著不同。系统最大压力点，已从“用电最高负荷时刻”转向“净负荷高峰时刻”，也就是用户负荷减去风光等波动性电源出力之后的阶段。

　　冀北电网面临典型的“鸭型曲线”矛盾：午间光伏大发而用电负荷反低，早晚用电高峰时光伏却无力支撑。为此，2024年政策就已在春秋与冬季午间设置2小时谷段，并将峰谷电价浮动比例提升至70％，尖峰电价在此基础上再上浮20％。而这一次，则进一步将早高峰时段压缩至半年，更精准地响应不同季节的负荷特性变化。

　　冀北不是孤例。2025年以来，江苏、贵州、四川、浙江等多地也陆续出台分时电价新政。例如江苏将计价基础改为“用户购电价”，峰谷价差从0．85元／千瓦时收窄至0．65元／千瓦时，并增设午间谷段；浙江则直接取消早高峰、推迟晚高峰、延长尖峰时段。这些调整共同指向一个趋势：随着光伏渗透率不断提升，白天的高电价时段正被“削峰填谷”，传统依赖峰谷价差的储能收益模型亟待重构。

　　尤其在甘肃、新疆等新能源高占比地区，午间光伏大发导致电力过剩，不得不设置午间低谷电价以促进消纳。这也意味着，储能项目若继续沿用“两充两放”策略，收益将大幅缩水。

　　有行业人士预测，这一轮政策变动可能导致高达80％的工商业储能投资方面临出局风险——未能预留足够收益安全垫的项目，很可能因无法偿还融资而陷入困境，堪比2018年光伏“531新政”的行业洗牌效应。投资者亟需更谨慎地构建收益模型，减少对政策红利的依赖，警惕现金流断裂风险。

　　除此之外，储能行业还面临利用率普遍偏低的痛点。根据2023年度电化学储能电站行业统计数据，工商业配储日均运行约14．25小时，年充放电次数约317次，而新能源配储日均仅运行2．18小时，年充放电仅104次。

　　电力规划设计总院副总工程师张晋宾指出，调度机制不完善、价格机制未健全是主要原因。例如新能源配储不能由电网直接充电，放电却要按新能源电量计算，一充一发之间存在效率损失，严重影响业主积极性。此外，部分独立储能电站还存在充放电价格倒挂、安全运维等挑战。

　　面对行业困境，国家层面正在加快政策响应。省级电力现货市场预计在2025年底基本实现全覆盖，通过市场机制形成更合理的峰谷价差；辅助服务市场也在不断丰富，探索爬坡、备用等新品种，以体现储能灵活调节的价值。

　　另外，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》已经正式印发，明确提出到2027年新型储能装机规模超过1．8亿千瓦，并推动容量电价机制落地，带动直接投资约2500亿元。唯有通过机制突破与市场建设双向发力，储能才能真正从“政策依赖”走向“价值自强”。