数字储能网讯：2026年5月29日，浙江省发展改革委，省能源局下发了《关于优化工商业分时电价政策有关事项的通知》（浙发改价格[2026]112号），2026年7月1日起执行（以下简称2026版），对应浙江2024年的上一次调价文件（简称2024版）。

今天我们做个简要分析。

一、影响哪些用户

很多人拿到这个文件，第一反应是无数问号？

既然国家层面下发了《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），以及《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号），原则上要求取消行政性分时电价。

《浙江电力零售市场实施细则3.1版》（最新版，征求意见稿）中也明确提出，售电公司与电力用户之间按照三种售电套餐签约（套餐中都与行政性分时电价内容无关）。

那么浙江在2026年5月出台行政性分时电价调整文件的意义何在？

关键信息在浙江电力零售市场实施细则3.1版里，第11条第5项：

浙江电力规则3.1版（征求意见稿），对所有市场化用户（以及国网代理购电用户），依然执行行政性分时计价计费政策。

不管售电公司怎么签合同，最后只把售电公司交易结果作为月度平段价格（基准），然后统一按照行政性分时政策，按照峰谷时段、峰谷系数展开并计价计费。

这也是为什么浙江2026年5月依然出调价政策的原因，在最新的3.1版市场规则里，这个政策的影响，范围是——全体工商业企业用户，不管是不是国网代理购电还是售电公司代理。

因此，浙江全体工商储项目都在此文件的火力覆盖范围内。

二、分时时段和峰谷系数的调整

浙江的分时电价政策，分为春秋季和夏冬季，分别设置时段和价格系数，这里我们用两张图直观对比2024版和2026版分时曲线。

图上红色虚线为2026版分时曲线，很明显，早高峰被取消了，晚高峰被增加且拉长了。

对储能来说，晚高峰再怎么变，只能做一次充放套利，高峰和尖峰系数的增加对收益率增加不大，而早高峰时段的消失，则是实实在在的套利空间损失。

三、参与分时的计价项目变化

更要命的是，计价基准发生了重大变化。

相比2024版来说，浙江2026版明确提出，输配电价、政府性基金及附加，不参与分时。

我大致做了测算，以浙江2025年国网代理购电月度均价为参考价格（以下默认都是这个价格基准为平段价），10kV大工业两部制用户来说，2024版规则的全年国网代理购电全年平段均价，作为分时电价基准，为0.6337元/kWh。

而2026版规则计算，全年参与分时计算的平段均价为0.4785元/kWh，也就是少了0.1552元/kWh参与浮动。

上下浮的基准中枢下行，整体价差区间（乘以系数）同步收窄。

具体收窄了多少，我按照某储能项目的年度负荷仿真曲线，对应到峰谷时段，乘以峰谷价差系数，按月计算峰谷价差系数，最后得到的对比图如下：

当所有的边界条件都不发生变化，仅仅是分时计价项目少了输配电价+政府性基金这0.1552元/kWh，储能价差也将大幅收窄。

需要说明的是，这个峰谷价差是某特定用户的关口负荷曲线仿真计算结果，每个用户情况不同，仅供参考！

四、实际项目的仿真计算比对

叠加上述两个不利因素，我们以某光储充一体化的工厂微电网为目标，进行浙江2024版和2026版政策影响的评估分析。

本项目是设计阶段的仿真数据，跑全年动态仿真（考虑日工况多种模式的组合），不代表实际项目，测算结果仅供参考！

该光储充一体化微电网项目基本情况：

某典型工业企业客户，10kV，两部制，按容量计费（为了拉高收益，假定该项目采用容量电费承包模式），1600kVA变压器，1MW光伏，500KW/1000kWh工商储，最大用电负荷大致1000kW，还有250kW充电桩（为体现微电网价值，计入充电桩功率可调对需量、分析套利和潮流约束的贡献），执行国网代理购电政策（简化计算，以2025年国网代理全年均价0.6337作为全年所有平段基准），三班倒生产，高负荷工况。

假设某工商储投资方，以EMC方式投资，不考虑光伏的收益和消纳率约束（假设该光伏项目为业主自投或另有投资方），充电按分时价格，放电按分时价格85折给用户，用户每月交给EMC方固定容量电费（实际改需量，并且储能执行动态最大需量优化策略，但节约的容需量电费50%返还用户），假定光伏和负荷预测准确度100%（避免影响收益率），储能合同期8年，投资方30%自有资本金，70%贷款（利率3.5%，8年等额本息）。

下图为2026版的EMS日前调度计划和储能SOC曲线：

下图为夏季满负荷日工况下，储能日前调度曲线的前后变化，很明显，算法给出的2026版的调度策略更为保守，当日收益率从957元下降到444元。

全年仿真结果分析如下：

五、分析结论

对上述工商业储能项目来说，纯峰谷套利这部分的年收益额从约20.94万元降到8.21万元，年放电量和循环次数也明显下降。

容量电费承包收益从约6.51万元提高到12.77万元，抵消了一部分损失，这是因为2026版价差被压缩后，调度算法少做纯套利循环，反而把电量更多留在负荷高峰/晚高峰窗口用于削峰，所以月最大需量降得更多。

但总年化净收益仍从27.16万元降到20.77万元，FIRR从11.39%降到5.28%，EIRR从29.78%降到11.67%，说明2026版政策下储能仍有正收益，但投资吸引力明显弱于2024版。

需要说明的是，上述工况是比较理想的情况，实际项目运营的负荷工况如果不那么理想，那EIRR还会进一步下降。

所以，2026版浙江分时电价调整，对浙江的工商业储能项目来说，无论是否是已投运项目，都会带来较大负面影响，部分项目可能IRR达不到资方要求，未来工商储需要和光伏、可调节负荷、充电桩深入融合，在微电网层面进行统一调度运营提升收益，另外需要通过资源聚合+VPP/售电，在批发侧获得更多套利才能持续提升收益。

依然是我之前的观点：

工商储作为负荷侧纯套利工具的时代已经结束了，动态市场/运营条件下，微电网系统级的拼调度、拼运营的时代来临。