先给结论
取消的是政府核定的时段划分与价差比例，不是峰谷套利这件事——账还能算，但要换算法。把投资成本、循环寿命和充放电效率代进去，盈亏平衡所需的峰谷价差约在 0.25 元到 0.38 元每千瓦时之间，低于多数现货省份的实际日内价差。真正变的是三件事：价差从固定变不可预测、充放电时段要跟着光伏出力走、以及被反复提到的容量补偿与工商业储能无关——那是电网侧独立储能的收入，工商企业在其中是分摊电费的一方。
取消的到底是什么，哪些用户不受影响？
《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656 号）2025-12-17 印发，自 2026-03-01 起施行。第三十五条原文是：
对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。
这句话有两层常被简化掉的信息。一是条文写的是"不再人为规定"，不是"取消分时电价"——同一份规则的第三十三条还在处理"绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算"，机制本身在规则文本里照旧存在，变的只是入市主体的价格由谁定。读成"以后没有峰谷之分"就错了。二是适用范围有边界：由电网代理购电的用户仍执行政府统筹优化的峰谷时段与浮动比例，居民和农业用电不受影响。
进度上，截至 2026-09，贵州、河北南网、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南 9 地已明确落地，江苏、山西处于征求意见阶段。各地对"市场化用户"的界定宽窄不一：湖北、陕西把售电公司代理的零售用户一并纳入，河南、贵州、云南针对的是参与电力市场交易的工商业用户。先确认自己属于哪一类，再谈收益模型。
峰谷价差降到多少，储能就不划算了？
这是最容易被含糊过去的一处。行业内容里常见"峰谷价差要 0.7 元每千瓦时以上才有得赚"，但很少有人说清这个数怎么来的。可以直接算。
设单位装机投资为 C（元每千瓦时），寿命内循环次数为 N，充放电效率为 η，谷段电价为 P谷，运维按初始投资 2% 每年、寿命 10 年计，则全生命周期成本约为 1.2C。每一轮"谷充峰放"的单位装机净收益是 η·P峰 − P谷。让 N 轮循环的净收益恰好覆盖成本，就得到盈亏平衡的峰谷价差：
ΔP = P峰 − P谷 = [ 1.2C ÷ N + P谷 × (1 − η) ] ÷ η
代入三档投资成本、循环寿命 6000 次、效率 0.88、谷段电价 0.30 元每千瓦时：
| 单位投资 C（元/kWh） | 每循环需回收（元/kWh） | 盈亏平衡价差 ΔP（元/kWh） | 对应峰段电价（元/kWh） |
|---|---|---|---|
| 1000 | 0.20 | 0.27 | 0.57 |
| 1200 | 0.24 | 0.31 | 0.61 |
| 1500 | 0.30 | 0.38 | 0.68 |
放宽到 8000 次循环、投资按 1200 元计，门槛降到 0.25 元每千瓦时；效率取 0.85 时升到 0.34 元每千瓦时。区间是 0.25 元到 0.38 元每千瓦时。
这个门槛与通行的"0.7 元"差了约一倍，差别在口径。 0.7 元那一档通常按更短的循环寿命、更高的融资成本，或按不含运维与衰减的简化模型倒推。只要单位投资不高于 1500 元每千瓦时、循环寿命不低于 6000 次，盈亏平衡价差就在 0.4 元以下——这个结论对投资成本比对价差更敏感。
门槛低不等于稳赚。0.30 元每千瓦时的谷段电价是"能充上电"的前提：如果当地最低价时段恰好压在企业自己的用电高峰上，储能在那个时段没有余量去充电，门虽低，却迈不进去。
容量补偿能补上这块收益吗？
这是近半年最容易被误读的一项。多篇分析把"容量补偿"与现货套利、需求响应、辅助服务并列成工商业储能的新收益渠道。把文件原文读一遍，会发现两处对不上。
国家层面先定了框架：2026-01-30 印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号）提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制。省级落地看青海：2026-07-07 印发的《发电侧可靠容量补偿机制》规定，2026 年统一容量补偿标准为 185 元每千瓦年，有效期至 2031-07-06。名义标准不等于到手金额，中间要过三重折算：
可靠容量系数 = (1 − 综合厂用电率) × Min(满功率放电时长 ÷ 系统净负荷高峰持续时长, 100%)
新型储能综合厂用电率按 10.39% 计，系统净负荷高峰持续时长取近 3 年净负荷高峰前 3% 时段的 8 小时，容量供需系数 0.92（系统总容量需求 20920 兆瓦 ÷ 总可靠容量 22788 兆瓦）。折合到装机的年补偿 = 185 × 0.92 × 系数：
| 满功率放电时长 | 可靠容量系数 | 折合（元/kW·年） | 占名义标准 |
|---|---|---|---|
| 2 小时 | 0.224025 | 38.13 | 20.6% |
| 4 小时 | 0.448050 | 76.26 | 41.2% |
| 8 小时 | 0.896100 | 152.52 | 82.4% |
以 100 兆瓦装机为例：4 小时系统核定可靠容量 44.805 兆瓦，年容量电费约 762.58 万元；2 小时系统核定 22.402 兆瓦，年电费约 381.29 万元。同一个名义标准，折算下来差了整整 4 倍，长时系统在这套算法里占便宜。
第二处对不上的是归属。青海这份文件写明实施范围是"公用燃煤发电，燃气发电，未纳入可持续发展价格结算机制且不含新能源补贴的光热发电，以及服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站"。企业在自己厂区内建的、接入企业配电系统的用户侧储能，不在其中。更关键的是费用分摊条款：容量电费按省内全体工商业用户月度用电量比例分摊。工商业在这套机制里的身份是出钱方，不是收钱方。 把它写进用户侧储能的收益模型，方向就反了。陕西的门槛是 165 元每千瓦年、折算基准 6 小时、期限暂定 3 年，各地参数不同，但归属逻辑一致：这是发电侧机制。
储能装在企业自己的配电系统里，能直接参与市场吗？
不能直接参与。这一步常被收益测算跳过，但它决定了前面所有算法的适用性。河南省安阳市发改委 2026-06-30 对市人大建议的答复中写得很具体：
目前我市已投运用户侧储能均为企业自用，接入企业内部低压配电系统，无法直接并网公用电网，仅可内部消纳电量。
并网点在企业自己的配电系统内部，就不是一个独立的市场主体并网口。文件给出的路径是委托虚拟电厂、负荷聚合商统一整合、调控与代理交易，间接响应电网调用。
这条边界在标准体系里同样是分开画的。同为电化学储能，并网点落在公用电网一侧还是用户内部电网一侧，适用的是不同的国家标准：
| 标准 | 适用范围写的是 |
|---|---|
| GB/T 36547-2024《电化学储能电站接入电网技术规定》 | 通过 10(6) kV 及以上电压等级接入公用电网的储能电站 |
| GB/T 44113-2024《用户侧电化学储能系统并网管理规范》 | 接入电力用户内部电网的储能系统 |
| GB/T 43526-2023《用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定》 | 通过 220 V 及以上电压等级接入用户配电网的储能系统 |
| GB/T 44114-2024《电化学储能系统接入低压配电网运行控制规范》 | 接入 10(6) kV 以下配电网的储能系统的运行控制 |
四个适用范围并排看，得到的信息比任何一份文件单独说的都多：「公用电网」与「用户配电网」是两套并网口径，用户侧储能从标准上就被划在后一套里。这就是它在现行制度里的位置——内部负荷侧资源，不是市场主体。
这一句的落点很实在。拿一台 1250 kVA 变压器低压侧 0.4 kV 系统举例：在这个母线上接入 500 kW / 1 MWh 储能，它只能在这套配电网内部削峰填谷；想让它去赚现货市场的钱，先要解决三件事——独立计量（没有被单独计量的电量，谈不上被聚合、被调度）、可被监控调度的通信与接口（这是储能转为独立储能的条件之一）、以及预留独立并网口的可能性。第三件事事后改造的代价远高于一次做对。
为什么"夜充日放"这套配置可能不灵了？
固定分时电价时代谷段在深夜，这决定了几乎所有工商业储能都按"深夜充电、白天放电"设计。光伏装机占比升上来之后，价格最低的时段移到了中午。陕西电力交易中心在 2026 年的交易提示中写明"最低电价将主要出现在中午光伏大发时段"，并请市场化用户调整用电习惯；河北南网则要求中长期合同按现货实时市场月度分时电价曲线特性向零售用户传导。谷段的位置变了，充放电时序就要整体平移一档：从"深夜谷—上午峰 / 午间平—傍晚峰"，变成"午间谷—傍晚峰 / 深夜谷—次日早峰"。
这里有一个可以直接推出来的后果。如果当地最低价窗口出现在午间，而午间可用的廉价时长明显短于深夜的连续谷段，储能按满功率充满所需的时长就可能超过低价窗口的宽度——配置的容量没有减少，每天实际能循环的电量却会低于设计值。容量配得多，不代表放得出去。
这笔账重算之后，投资决策要改什么？
按先后顺序三条：
- 先算门槛，再谈价差。 用自己的投资成本、循环寿命和效率代入上面的式子，得到本项目专属的盈亏平衡价差，再去比对当地各时段的历史价格分布，不要直接套用别人的门槛。
- 收益分腿记账，别把容量补偿算进来。 现货价差、需求响应、辅助服务可以叠加，但它们对响应速度、计量条件和通信能力的要求不同；容量补偿属于发电侧机制，用户侧储能不在名单里。
- 把计量与调度条件前置到设计阶段。 独立计量点、可远方调度的通信通道、独立并网口的预留位置——这三项决定了储能未来能不能被聚合、有没有资格转为独立储能。
这套算法在什么条件下会不成立：若项目所在地的现货价差长期低于当地盈亏平衡门槛，或企业自身的负荷曲线不允许在低价时段充电，则结论不成立，此时储能的价值应回到需量管理和供电可靠性上重新评估，而不是套利。
仍然没有答案的问题
- 现货市场日内价差的分布——均值、中位数、低于某门槛的天数占比，各省未见公开到可做投资测算的粒度。本文只能给出门槛，给不出"一年有多少天能过门槛"。
- 用户侧储能委托聚合商代理交易的收益分成比例，各地规则尚不统一；河南省的答复中明确，本省尚未制定用户侧储能转型独立储能的指导文件、认定标准和操作细则。
- 容量补偿标准的后续数值。青海现行标准只锁到 2026 年，此后的参数按年度重新公布，本文的折算用的是 2026 年参数。
- 午间低价窗口的时长分布，跨省份的公开统计未见。
其他常见问题
没有直接入市的工商业用户，是不是就不受影响？ 不是。由电网代理购电的用户仍执行政府规定的峰谷时段与浮动比例，但《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4 号）提出逐步缩小代理购电规模、推动 10 千伏及以上用户直接参与电力市场——身份是会被改变的，只是时间表不由企业自己定。
容量补偿以后会不会扩到用户侧储能？ 114 号文的要求是"结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展补偿范围"，方向明确，但现行文件没有把用户侧储能列进来，也没有给出时间表；能否以聚合主体身份进入，取决于各地细则。
参考来源
- 国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈电力中长期市场基本规则〉的通知》（发改能源规〔2025〕1656 号），2025-12-17。https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20581 （访问日期 2026-09-17）
- 国家发展改革委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号），2026-01-30。https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202601/t20260130_1403524_ext.html （访问日期 2026-09-17）
- 中国政府网《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4 号），2026-02-11。https://www.gov.cn/zhengce/content/202602/content_7057744.htm （访问日期 2026-09-17）
- 青海省发展和改革委员会《关于印发〈青海省发电侧可靠容量补偿机制〉的通知》，2026-07-07。http://fgw.qinghai.gov.cn/xwzx/tzgg/202607/t20260707_92143.html （访问日期 2026-09-17）
- 安阳市发展和改革委员会《关于市人大十五届四次会议第 47 号建议的答复》，2026-06-30。https://fgw.anyang.gov.cn/2026/08-25/2518243.html （访问日期 2026-09-17）
- 国家标准《电化学储能电站接入电网技术规定》（GB/T 36547-2024），2024-05-28 发布、2024-12-01 实施，代替 GB/T 36547-2018。国家能源局《中国新型储能发展报告（2025）》载明该标准。https://www.nea.gov.cn/20250731/1d40d09f75714280a9218d5bea178fbd/202507311d40d09f75714280a9218d5bea178fbd_453d9a0609da1d4456a8b12d843bd256cf.pdf （访问日期 2026-09-17）
- 国家标准《用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定》（GB/T 43526-2023），2023-12-28 发布、2024-07-01 实施。https://std.samr.gov.cn/gb/search/gbDetailed?mode=p&id=YxuxQp4Wu1o%3D （访问日期 2026-09-17）
- 国家标准《用户侧电化学储能系统并网管理规范》（GB/T 44113-2024），2024-05-28 发布、2024-12-01 实施。https://std.samr.gov.cn/gb/search/gbDetailed?id=m7Yscm65erI%3D&mode=p （访问日期 2026-09-17）
- 国家标准《电化学储能系统接入低压配电网运行控制规范》（GB/T 44114-2024），2024-05-28 发布、2024-12-01 实施。https://std.samr.gov.cn/gb/search/gbDetailed?id=19B8508AED554286E06397BE0A0A616D （访问日期 2026-09-17）
- 国家能源局西北监管局转载《全国 9 地取消固定分时电价》（原载第一财经），2026-02-14。https://xbj.nea.gov.cn/dtyw/hyxx/202602/t20260214_296030.html （访问日期 2026-09-17）
- 中国储能网《陕西独立储能容量电价 165 元/kW/年；青海容量补偿 185 元/kW·年》，2026-07。https://www.escn.com.cn/news/show-2260937.html （访问日期 2026-09-17）
- 中国能源报《多地取消固定分时电价 储能告别"躺赚"时代》（中国工业新闻网转载），2026。https://www.cinic.org.cn/xw/schj/1634299.html （访问日期 2026-09-17）
- 储能行业资料《新政"解绑"分时电价？四川储能》（"峰谷价差需达 0.7 元/千瓦时以上"该门槛说法的出处）。https://chuneng.in-en.com/html/chunengy-50464.shtml （访问日期 2026-09-17）
- 《中国商用储能系统市场分析》（系统单位价格区间与循环寿命口径）。https://www.indexbox.io/store/china-commercial-energy-storage-system-market-analysis-forecast-size-trends-and-insights （访问日期 2026-09-17）
- 海泰新能《工商业用户侧储能电站经济性测算与投资回报分析》（EPC 造价与运维费率口径）。http://xmhtxn.com/news/14868.html （访问日期 2026-09-17）