中国储能网讯：根据发改能源规〔2025〕1656号文《关于印发《电力中长期市场基本规则》的通知》，以及发改运行〔2025〕1502号文《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，在未来几年内，入市交易的工商业电力用户都将逐步取消固定分时电价，改为市场化分时电价。

虽然目前如何取消固定分时；如何在电力零售合同中体现出市场化分时；批发侧分时段均价以什么方式、什么比例传递到零售侧等一些问题都还需要经过市场的摸索，但是取消固定分时的政策性原则已经明确，趋势已经确立。

对于工商业储能项目来说，无论是已建成项目，还是待建项目，受这个趋势的影响也较大，这里我们从财务模型开始进行分析。

在固定分时电价的时代，工商业储能的财务模型是这样的：

在成本端，储能全生命周期的财务模型是典型的重资产Capex为主的结构，其中固定资产折旧占据大头。充电成本也是不可忽视的一个成本项目，但这个成本在项目规划阶段就可以预测，因为是固定的谷段充电时段和谷价。

在收入端，工商业储能表现为一种固定的、可预期的收入模型，收入主要是两部分，一是主要的在固定尖/峰时段（部分可能是平段）的放电收入，对应固定的时段电价，并给予用电企业一部分折扣；二是储能优化每个月的最大需量，或者做成“容需量切换优化+最大需量持续优化”的基本电费服务。

在这个财务模型下，成本端和收入端变动部分很小，主要是没有跟踪到最大需量变化，导致需量部分没有收入或增加。而风险主要来自客户的用电量变化风险和客户电费信用风险。

所以对投资方来说，固定分时电价的模式下，工商业储能只要是有好的峰谷平均价差，客户用电稳定，能按时支付电费，就是一种：

固定收益率的资产性理财产品。

所以工商业储能在过去一直是：靠产品、重营销、轻运维的行业，客户侧的电费收入稳定的话，项目运行期更多的是运维而非运营。

而取消固定分时电价后，工商业储能在成本端的“充电电费”和收入端的“放电电费”，都发生了不可预测的变化。

一是时段不可预测，二是价格不可预测，这两部分未来都有部分传导自批发侧月度交易的分时均价，每个月可能都不一样；

三是零售合同不可预测，也就是用电企业每年可能变更售电公司，每个售电公司与每个用电企业签订的分时电价套餐、不同时段电量对应的价格结构、偏差分担方式等价格因素都可能不一样。储能投资方不可能预料到零售合同每个年度的变化，更很难预测项目生命周期内每个月批发侧分时曲线的变化情况。

于是大家不约而同的感受是：

不做售电的话，储能没法干了。

从本质上说，取消固定分时电价后的工商业储能是一个重运营行业，搞定客户很重要，但是项目投运以后，如何保证6-8年合同周期（甚至更长时段）的收益更重要。

但是工商业储能原有的产品思维和投资模式，天生不适合长周期运营，说白了：

卖水泥、盖房子的人，天生不适合做物业。

所以房地产行业里，房地产项目公司（开发）和房地产物业，一定是两个板块，两拨人。

所以市场化分时电价将会催生储能领域的专业服务环节——储能资源运营。

财务模型可能变为以下：

储能分为两种逻辑：

逻辑一：资产性逻辑，即储能作为一种重资产模型，成本项目包括折旧、管理费、设备更换、财务利息等；而收益项目为保底型的收入，这个保底由运营方（可以是资方的运营团队，也可以是第三方运营团队）进行拖底，而资方需要为此支付资产管理费。

逻辑二：资源性逻辑，即储能真正赚钱的，不是电池本身，而是电池在8760小时（细化到每15分钟，国外可能到5分钟）每个时段的可放电/可充电容量资源。而运营方也不仅仅是管理储能的这部分容量资源，更是把用电企业的负荷资源、光伏资源，甚至容量资源，在批发、零售两段各自形成可交易，可对冲的资源仓位，去匹配动态的市场价格并获得利益。

在资源逻辑下，未来工商业储能必然是与售电融合的，所谓“储售一体”，甚至与负荷侧管理、分布式光伏资源交易等融合。

资源运营方的成本包括了技术成本、运营成本（团队和人力成本占大头）、交易成本、固定收益支出（支付给资产方），可能也包括了风险成本。

而运营方额收益则更为多元，包括批发侧的集中交易收入（包括电量收入、虚拟电厂资源组合出清收入、绿电交易代理、碳资产交易等各种），零售侧的交易收入，比如电费收入（储能电费、光伏电费、节能电费等）、还有用户侧的综合运营收入，比如微电网调度的资源优化收入等。

到这个阶段，储能资源也不是单独进行交易的，而是资源运营方在用户侧（表后）、零售侧、批发侧各侧交易仓位的一部分，或者是仓位调节的“灵活性筹码之一”。

所以，取消固定分时电价，将推动储能产业链，乃至微电网、售电、综合能源产业链中，运营、调度、交易等环节的专业化，和新的交易结构、收益模型的形成。

未来甚至于是没有运营能力（包含各类交易），工商业储能和分布式光伏的资产投资是无法落地和得到保障的，运营将成为整个环节价值含量最高也是最稀缺的领域。