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2026年9月以来，多省份陆续调整峰谷分时电价政策，同时部分省份独立储能系统运行费标准出现上调，储能项目的充放电成本、收益空间出现新的边际变化。

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数据来源：公开电价政策文件整理，2026年9月

从政策调整内容来看，主要呈现三方面特征：

一是峰谷价差季节性回落。夏季用电高峰过后，9月用电负荷整体下降，峰段电价的上浮幅度较7-8月高峰时段有所收窄，部分省份尖峰电价执行时段相应缩短，是峰谷价差回落的主要季节性因素。

二是系统运行费规则逐步明晰。随着独立储能并网规模持续提升，各地开始逐步明确独立储能并网后的系统运行成本分摊机制，部分前期未明确征收标准的省份陆续出台文件予以明确，并非所有省份均为上调，部分省份为首次明确标准。

三是储能参与电力市场的成本核算逐步完善。此前部分地区储能充电环节未征收输配电价，随着独立储能参与市场规模扩大，相关价格机制正在逐步理顺。

分主体来看，政策调整的影响主要体现在三个层面： 对独立储能项目运营方而言，度电成本出现边际抬升，若峰谷价差同时收窄，项目度电收益空间会受到一定影响；具体影响幅度取决于当地价差收窄幅度、运行费上涨幅度以及项目自身的充放电策略优化能力。 对电网企业而言，独立储能并网带来的系统调节成本有了更明确的回收渠道，有利于进一步支持独立储能项目的并网接入和调度运行。 对储能设备厂商而言，成本端压力会传导至业主方，提升其对设备采购成本的敏感度，高转换效率、低自放电率的储能产品竞争力会进一步凸显。

目前电价调整仅为9月代理购电价格对应的价差变化，后续四季度冬季用电高峰时段，尖峰电价有望恢复执行，价差可能再次回升。后续需持续关注各省份独立储能参与电力市场的相关规则调整，包括容量电价机制、辅助服务市场补偿标准等配套政策的落地情况。