《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）的落地以及全国十余省份分时电价的优化，为工商业储能行业注入全新发展动能。市场化定价机制的完善、多元收益渠道的拓展，正推动传统单一依赖峰谷套利的盈利模式加速迭代，行业迎来价值重构的关键周期。

所谓的114号文，指的是2026年1月，国家发展和改革委、国家能源局联合印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）。该文件首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制，构建“容量电价+能量收益+辅助服务”三位一体的收益结构，明确提出“健全储能市场化价格形成机制，推动储能参与电力现货交易、辅助服务市场，拓宽盈利渠道，强化储能价值体现”，为工商业储能市场化发展划定核心方向。

值得关注的是，在定价机制变革的推动下，工商业储能市场热度持续攀升。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）统计，2025年上半年，全国工商业储能新增装机达3.12吉瓦/8.45吉瓦时，行业相关企业数量突破28万家，一场围绕定价机制、盈利模式与技术创新的行业变革已全面铺开。

市场化定价加剧收益分化

回顾工商业储能定价机制的演进，核心经历了三个关键阶段：一是2018年以前的政策补贴导向，储能项目收益主要依赖政府财政补贴，市场化属性较弱；二是2019-2024年的峰谷价差主导阶段，储能项目核心盈利来自固定时段的电价差套利，模式相对单一；三是2026年114号文出台后，进入市场化定价多元发展阶段，电价由市场供需动态决定，储能可通过容量补偿、能量套利、辅助服务等多元渠道实现收益兑现。

阳光电源相关负责人在解读市场化定价影响时表示，公司存量工商业储能项目短期内仍可依托原有峰谷价差实现稳定收益，其在运的380余个工商业储能项目平均利用小时数达820小时，用户侧消纳部分可通过协商定价锁定基础收益，暂未受市场化定价波动的明显冲击。

对于工商业储能企业而言，市场化定价背景下需重点关注两个核心指标：一是现货电价波动幅度，二是辅助服务补偿标准。根据114号文要求，各地需建立储能参与电力现货交易的机制，现货电价根据实时供需动态调整，辅助服务补偿标准由市场竞价确定，同时明确电网侧独立新型储能可享受容量电价补偿，彻底打破了以往固定价差的盈利逻辑，储能项目从“固定收益”转向“动态收益+稳定补偿”结合的模式。

阳光电源指出，新投建的工商业储能项目需直面现货电价波动风险，部分省份午间光伏大发时段现货电价大幅下行，甚至出现负电价，导致项目短期收益率承压，对企业的电价预判、运营调度能力提出更高要求。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受媒体采访时表示，随着市场化定价推进，保障性收益占比持续下降，储能参与现货市场的收益不确定性显著增加；尤其是在新能源装机密度较高的地区，光伏、风电大发时段现货电价常跌至地板价，浙江、山东等地已出现单日超6小时的负电价，直接压缩了储能套利空间。

浙江省发展改革委此前刊文指出，自2025年7月起，省内工商业储能项目全面参与电力现货交易，光伏午间出力高峰时段现货电价最低可降至0.08元/度以下，这将导致工商业储能项目资本金收益率从7.5%降至2.8%，接近行业盈利临界点。

“市场化定价是行业发展的必然趋势，但短期来看，电价波动加剧、收益预期模糊，导致部分中小企业暂缓项目投建，行业出现阶段性观望态势。”彭澎强调，若缺乏有效的风险对冲机制，将影响工商业储能的规模化发展，进而制约我国新型电力系统建设进程。

多元盈利路径亟待破局

盈利稳定性是工商业储能项目落地的核心前提。在114号文出台前，工商业储能的盈利模式高度集中，90%以上的项目收益依赖峰谷价差套利，核心逻辑是在电价低谷时段充电、高峰时段放电，赚取固定价差收益，模式简单但抗风险能力较弱。

距离114号文提出“健全储能市场化价格形成机制”已过去数月，国家层面已明确了储能参与现货交易、辅助服务市场及容量电价补偿的核心方向，但地方层面的实施细则仍存在滞后性，成为制约多元盈利模式落地的关键瓶颈。

截至目前，仅山东、江苏、广东3省下发了114号文省级落地细则，明确了储能参与辅助服务的补偿标准、交易流程及容量电价折算比例；浙江、四川、河南等地发布了征求意见稿，而其余省份仍未出台具体执行方案，导致储能企业在项目布局时面临政策不确定性。

部分电力供需矛盾突出的地区，在地方政策中进一步强化了储能的配套要求。例如，山东要求新建工商业园区需配套建设装机容量15%（满足2.5小时）以上的储能系统，可优先参与电网辅助服务并享受补偿倾斜；四川则明确，高耗能工商业用户配储可获得分时电价优惠，配储比例不低于用电负荷的12%。

中信建投证券分析认为，工商业储能企业从“单一峰谷套利”向“多元收益叠加”转型需要一定周期，当前行业正处于盈利模式重构的适应期，如何依托市场化定价机制挖掘多元收益，成为企业生存发展的核心命题。

政策细则的“真空期”，进一步加剧了储能企业的投资决策难度。据了解，工商业储能项目投资回收期通常为5-8年，投资决策高度依赖对未来收益的精准预判，而各地细则未明确、补偿标准不统一，导致企业难以搭建精准的收益模型，部分已规划项目被迫延期。

远景零碳综合能源产品线总裁孙捷表示，面对市场化定价带来的不确定性，行业需打破单一盈利思维，构建多元收益体系。孙捷提出的“内循环+外循环”升级模式，在内循环中，通过智能调度系统实现需量优化、能量时移，即使在峰谷价差收窄的情况下，也能最大化单一电量的价值；在外循环中，依托虚拟电厂聚合能力，参与现货交易、需求响应和辅助服务，拓宽收益来源，提升项目收益稳定性。

盈利模型重塑行业格局

业内普遍认为，“收益不稳定、技术门槛低、同质化竞争激烈”是当前工商业储能行业面临的三大痛点。在市场化定价的倒逼下，行业竞争逻辑正在发生根本性转变，从“价格竞争”向“价值竞争”升级，盈利模型的重构正推动行业格局洗牌。

据孙捷介绍，远景科技集团依托“内循环+外循环”双循环模式，结合自主研发的“远景公式”，通过硬件优化、软件赋能和服务升级，实现了工商业储能项目收益的精准测算与稳定兑现，在峰谷价差收窄30%的情况下，仍能维持项目合理收益率。

作为储能行业的另一核心玩家，比亚迪储能业务持续发力，2024年工商业储能系统出货量达4.2吉瓦时，同比增长68%，凭借刀片电池技术优势，推出的工商业储能产品循环寿命突破15000次，通过自产电芯、系统集成、智能运维的全链条布局，将项目运维成本降低25%，进一步提升盈利空间。

阳光电源在工商业储能领域同样表现突出，其2024年储能业务营收达386.7亿元，毛利率提升至24.3%，推出的智能储能系统可实现现货电价实时预判、动态充放电调度，结合iSolarCloud智慧能源管理平台，帮助用户提升收益确定性，目前已在全国落地200余个标杆项目。

不难看出，市场化定价带来的挑战，正在倒逼行业盈利模型从“单一套利”向“技术+服务+多元收益”转型，行业竞争的核心已转向技术创新、运营能力和生态整合能力。在技术赛道上，企业正加速构建全链条技术壁垒，提升项目盈利效率。

远景零碳综合能源产品总工程师胡洋披露，其工商业储能系统的15000次循环寿命数据，基于全球42吉瓦时交付量实证，通过覆盖电芯研发、BMS管理、PCS控制的全链条技术优化，实现了温度场控制精度提升40%，宽温域运行能力覆盖零下40摄氏度至60摄氏度，大幅降低电芯衰减损耗。

比亚迪依托23年锂电技术沉淀，持续加大储能技术研发投入，研发投入占储能业务营收的6.2%，通过材料创新实现电芯能量密度提升30%，同时打造覆盖大储、工商储、户储的全场景产品矩阵，其工商业储能产品MC Pro具有智能运维、高适配性、低损耗等特点，可满足不同行业用户的个性化需求。

软件赋能正在成为盈利模型升级的核心支撑，“硬件筑基+软件增值”的模式正重塑行业价值分配格局。远景EnOS智能物联操作系统已连接全球4.1亿台智能设备和920吉瓦能源资产，其发电功率预测、负荷预测和电价预测准确率均突破95%，在全国电力交易大赛中斩获三项冠军。

阳光电源的iSolarCloud智慧能源管理平台，通过云计算与边缘计算融合架构，实现对光伏逆变器、储能系统、充电桩等全场景能源终端的统一管理，可根据实时电价动态调整充放电策略，帮助用户提升收益15%-20%；海博思创虚拟电厂管理系统则通过整合分布式储能资源，参与电网调峰、备用等辅助服务，进一步拓宽收益渠道。

当前，工商业储能行业正加速从“政策驱动”向“市场驱动”转型，市场化定价机制的完善的正在持续重塑行业盈利模型。随着电力市场化改革的不断深入，具备核心技术、创新运营模式和多元生态整合能力的企业，将在行业洗牌中脱颖而出。

业内预测，2026年全国工商业储能新增装机有望突破7吉瓦，市场化定价将推动行业进入高质量发展阶段。正如行业共识：“工商业储能的未来，不在于依赖固定价差，而在于依托市场化机制，挖掘每一度电的多元价值。”相信当技术创新、模式升级与生态整合形成合力，工商业储能将实现盈利稳定与规模增长的双向突破，为我国“双碳”目标实现提供坚实支撑。