民营经济大省浙江，曾经是储能的天堂——缺电、电价峰谷价差高、储能项目高补贴、两充两放……然而，现在这一神话恐怕要破灭了。

华夏能源网获悉，近日，浙江能源监管办与省发展改革委、省能源局联合印发《关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知》（下称《通知》），推动电网侧独立新型储能参与电力现货市场。

《通知》规定，自2026年10月1日起，已进入商业运营的电网侧独立新型储能可以正式参与现货电能量市场和调频辅助服务市场。

独立储能正式进入现货市场，能够制度化去赚取高充放电价差了，这本来是一件天大的好事。可问题就出在了，今时今日浙江电力市场的大环境，已经无法刻舟求剑般停留在两三年前了。

储能赖以生存的大环境彻底改变了，浙江储能的神话将跌落神坛。

收益丰厚，曾经的伊甸园

浙江独立储能的收益分为三块：一是享受政府补贴，二是到电能量市场去赚取充放电价差，三是辅助服务市场收益。

2021年浙江出台“393号文”，针对储能项目设计了一个为期3年的补贴政策，即第一年补贴200元/kW、第二年补贴180元/kW、第三年补贴170元/kW，3年到期后取消补贴。2025年发布“136号文”后，容量电价将取代省级补贴。只是浙江目前尚未明确容量电价的标准。

无论是之前的政府补贴，还是后来的容量电价，它只能为储能项目提供一笔“保底收入”，且要拿到这笔钱是有条件的（比如放电次数），并非“旱涝保收”。

而辅助服务市场收益，主要是二次调频。浙江的标准，调频里程报价上限15元/MW，出清容量上限20万kW。目前全省已投运电网侧储能超过200万kW——也就是说，绝大部分储能电站根本就排不上队参与调频。而且，选择调频并出清后就不能再参与电能量市场了。

所以说，储能赚不赚钱，最主要还是依靠电能量市场的充放电价差收益。而这方面浙江的条件非常好，这也让浙江成为了储能高收益的“伊甸园”。

由于历史形成的一些原因，比如煤炭运到浙江煤价很贵，浙江省工商业电价在全国几乎都是最高的。例如，浙江绍兴一家民营企业，它们主要为家电企业供应泡沫包装品，该企业反馈的平均度电电价即在0.85/千瓦时左右。

而浙江又是出了名的亲商大省，浙江执政者心心念念要为民企降电价。在浙江的经济总量中，民营经济占比逾七成，浙江的民营企业和个体工商户超过1000万户，且多是中小企业。相比国企，民企尤其是中小民企对电力保供和电价异常敏感，往往是几分钱的电价上涨，企业几十万上百万的年收入就没了，很多时候这就是盈与亏、生与死的边界。

上述浙江的客观环境，为储能的生存以及发挥作用，创造了非常好的土壤。政府亲商并努力降电价，它就鼓励扶持储能的发展；而高电价下，峰谷价差就大了。此前，浙江储能项目的充放电峰谷价差大概接近0.96元/千瓦时的水平，再加上浙江储能是能够每天两充两放的，因而项目收益非常可观：

凌晨低谷首次充电（0-8点），上午高峰放电（9-11点）；午间低谷再次充电（11-13点），下午高峰再放电（15-17点）。平均下来，1MWh项目年充放电套利收益约42.5万元。

可以说，即使不考虑政府补贴、容量电价以及辅助服务收益等其他收入，两充两放的浙江储能项目，收益率已经接近12%，这是让其他各省艳羡不已的。

然而，2026年5月底，浙江省发改委、能源局联合印发的浙发改价格〔2026〕112号文，对工商业分时电价进行了全面优化调整，于7月起正式实施。不少业内人士称，这是浙江电力市场化改革以来对分时电价“动刀最狠”的一次。

对储能造成“致命伤害”的调整是什么呢？上午8:00-11:00的高峰/尖峰时段整体削平为平价时段。其结果是，浙江储能从此一天只能一充一放了，凌晨充电→晚高峰放电。1MWh项目年充放电套利收益直接降到了17.5万元，降幅59%。

浙江储能，已回不到从前

为什么浙江非要调整分时电价呢？为了打击此前几乎倾尽所有扶植的储能吗？显然不是的。事实上，尽管调整分时电价会带来“次生伤害”，但是浙江还是不得不为——它没得选。

浙江分时电价新政，将上午8:00-11:00的高峰/尖峰时段整体削平为平时段，下午至晚间16:00-23:00被统一划为高峰（夏冬季含尖峰）时段，午间低谷从2小时延长至3小时。这一切，都是为了给新能源消纳创造更大空间。

简单一句话来讲，浙江的新能源尤其是光伏多起来了，原来的分时电价已经守不住了！

仅仅两三年前，2023年底，浙江电力总装机是1.3亿千瓦，包括煤电、核电、水电、光伏、风电在内，彼时，浙江煤电装机占比仍然在五成左右，而光伏装机3357万千瓦，风电装机584万千瓦，风光新能源装机占比不足三成。那个时候，浙江省内70%以上的发电量是由煤电贡献的。

截至2026年6月底，浙江省内电力总装机达到1.86亿千瓦。其中，光伏、风电新能源装机达到了7500万千瓦（光是光伏装机就达到了6890万千瓦）；核电装机1041万千瓦；抽水蓄能装机1158万千瓦。

短短两年多，光伏装机翻一番，这带来的影响是——浙江电网的负荷形态彻底改变了。

光伏等新能源高比例接入后，日间满发充沛，加之煤电、核电、水电、风电的同台竞技，供给过剩导致弃电与低电价甚至负电价；而日暮后光伏出力归零，晚间居民用电集中攀升，用电需求旺盛而电力供给不足，客观上要求高电价。

回看浙江2024年旧版分时电价，是煤电主导时代的“源随荷动”设计逻辑，因此把8:00-11:00和15:00-17:00两个生产活跃期设为尖峰或高峰的高价时段，同时，把17:00-23:00这一时段设为平段。

旧版分时电价带来两重错配：

第一重错配：白天“供电有余”，电价却最贵。

旧政划定的日间尖高峰时段，正是光伏大发期，电力供给较为充裕。但高位电价抑制了市场用电需求，大量富余清洁电力无法有效消纳，形成资源错配。

第二重错配：晚峰“供电紧张”，电价反而便宜。

傍晚过后，电网净负荷直线飙升，然而旧分时电价在这个时段以平段为主，价格信号暗示“现在便宜，多用点电”。用户主动移峰的积极性不足，晚高峰负荷压力难以疏导。

也就是说，在光伏为主的新能源洪流滚滚而来涌入浙江电力系统之后，原有的分时电价，伤害的是包括新能源在内的整个电力系统。所以调整分时电价势在必行，既是要促进新能源消纳，也是要价格反映价值，挽救整个电力系统的效率。

而调整分时电价，将上午8:00-11:00的高峰/尖峰时段整体削平为平时段，就给储能带来了“次生伤害”——储能就从原本的两充两放，跌落到了只能一充一放了。从此，浙江储能两充两放、度电充放电价差0.96元的神话，也就彻底不再了。

而且，这一跌落神坛，是不可逆转的。浙江储能曾经的美好时光，再也不会有了。