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分时电价退场进行时：从政府划线到市场定价，谁在重写用电生意的账本

深度 · policy · 2026-10-07 · NewdPower 研究 · 阅读约 47 分钟 · 万字深度+行业分析

2026年3月1日，一份多数工商业主当时并未细读的文件开始改变他们电费单的形成方式。国家发展改革委、国家能源局于2025年12月17日印发的《电力中长期市场基本规则》明确：自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再执行政府人为规定的分时电价水平和时段。七个多月过去，湖北、陕西、辽宁、河南、安徽、贵州、云南、重庆、河北南网、吉林等十余个省市相继落地，江苏、山西正在征求意见，一场覆盖工商业用电定价逻辑的切换正在全国铺开。

这场改革常被通俗地概括为固定分时电价退场。但细读政策会发现，退场的不是分时计价本身，而是一种特定的价格形成机制：由政府按季节、按月份划定固定的尖峰、峰、平、谷时段，再给出上浮下浮比例。改革之后，分时的形态保留，价格的水平与时段的边界改由市场交易结果动态形成——电价区分高峰低谷的模式依然存在，变化的只是划定时段、核定价差的主体与方式。

这不是一次孤立的价格技术调整。往上游看，它把过去四年工商业储能行业赖以生存的固定峰谷价差套利模式连根拔起；往中游看，它迫使售电公司从目录价的搬运工转型为价格风险的管理者；往下游看，它把用户推入一个电价逐十五分钟波动的市场环境，用电决策第一次需要考虑时机。本文以《电力中长期市场基本规则》的分时条款为原点，拆解这场定价机制切换的政策逻辑、省份版图与产业后果，并对用户侧储能市场给出三档情景测算。

一、政策入场：一条藏在市场规则里的电价条款

理解这场改革，要先理解它出台的时机。《电力中长期市场基本规则》是电力市场化改革的骨架性文件，其核心任务是让中长期交易成为市场主体规避价格风险的主渠道。在这份文件里，分时电价条款的出现并不突兀：当中长期合同要按逐时段的价格曲线结算，而零售端仍执行政府划定的固定峰谷时段，两套价格信号就会打架——批发侧的价格已经随供需逐时段变化，零售侧的峰谷却还是去年核定的一组比例。

文件给出的解法干脆：直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。注意这句话的三个限定词。第一是直接参与市场交易——改革只覆盖入市主体，电网企业代理购电用户、居民用户、农业用户的电价暂不受影响，仍执行政府定价机制。第二是人为规定——被取消的是行政划线，不是分时本身。第三是水平和时段——意味着不仅价格上浮下浮的比例放开，几点到几点算峰、几点到几点算谷的时段划分本身也随之交给市场。

追溯政策的源头，2021年7月国家发展改革委印发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）是上一个转折点。那份文件要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1。正是这份文件，为工商业储能打开了套利空间：谷时充电、峰时放电，价差覆盖度电成本之后就是利润。此后浙江、广东等峰谷价差较大的地区项目密集上马，2023年一年全国新增工商业储能相关企业超过5万家，平均每天约150家闯入赛道。

从1093号文到《电力中长期市场基本规则》，政策取向完成了一次反转：前者用行政手段拉大价差、释放信号，引导投资；后者撤掉行政划线，让价差回归供需本相。五年之内两份文件一放一收，勾勒出的正是中国电力市场改革的一条主线——行政机制负责点火，市场机制负责定价。

二、机制拆解：行政分时与市场分时，究竟差在哪里

要评估这场切换的产业后果，需要先弄清楚两种机制在信息结构上的差异。行政分时定价的运转逻辑是：价格主管部门依据历史负荷曲线与供需预测，按季节、月份划定尖峰、峰、平、谷时段，并核定各时段的浮动比例；电网企业与售电公司按这套目录执行，用户按目录安排用电。它的优点是稳定、可预期、执行成本低，工商业储能的两充两放策略、售电公司的价差套餐，都建立在这种稳定性之上。它的缺点同样明显：时段划分一经确定便长期不动，无法反映新能源渗透率快速提高带来的负荷曲线形态变化。

矛盾在光伏高渗透省份最先暴露。当午间光伏大发，净负荷曲线被压出深谷，系统真正的供需紧张移到傍晚光伏出力快速下降、晚高峰尚未过去的过渡时段——俗称鸭子曲线的脖子位置。但行政划定的峰谷时段往往还停留在负荷曲线的旧形态上：午间仍可能被划为平段甚至峰段，傍晚的陡坡反而执行的是平段价格。价格信号与系统真实稀缺性错位，用户响应了价格，却没有响应系统真正的需要。

市场分时定价的逻辑则是：中长期与现货市场的交易结果直接形成逐时段的价格曲线，现货市场普遍以15分钟为一个结算时段，价格随供需波动，午间光伏大发时段电价自然走低，晚间的净负荷高峰价格自然抬升。陕西电力交易中心在《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》中明确提示：2026年市场化用户分时价格不再执行峰谷浮动政策，售电公司代理用户电价将主要由批发均价传导形成，最低电价可能更多出现在光伏大发的时段。这句话是对新机制下价格形态最直白的官方预告——深夜不再是电价洼地的代名词，中午才是。

两种机制下的用户策略差异是本质性的。行政分时时代，用户与储能只需要一张静态时刻表：谷时两点到四点充电，峰时八点到十点放电，策略可以写死在控制器里。市场分时时代，价差的宽窄、出现的时间每天都可能不同，策略必须跟着价格曲线走——这解释了为什么本轮改革之后，最先感受到冲击的不是电费本身，而是那些把静态时刻表当作商业模式的行业。

三、省份版图：全覆盖与分步走的两条路线

《电力中长期市场基本规则》给出的是终点，路径选择权留给了省份。截至2026年10月，各省落地方式呈现两种模式。第一种是全覆盖模式，以湖北、陕西为代表：直接参与市场交易的工商业用户一步到位，全面退出行政分时电价，电价由市场交易结果形成。第二种是分步走模式：保留部分行政分时电价作为过渡期兜底，通过多元用电套餐、逐步提升市场化分时电量比例等方式渐进切换。

省份节奏的差异在细节处更值得注意。河南的口径是：企业代理购电用户执行工商业分时电价的，输配电价不再参与峰谷浮动——输配电价是政府定价环节，把它从峰谷浮动中剥离，等于压缩了分时价差中行政决定的部分，把浮动集中到真正市场化的购电环节。云南、山西则明确了直接参与电力市场交易的用户不再执行政府规定的分时电价。辽宁、四川、陕西在此前已明确市场化用户分时价格不再执行峰谷浮动政策。江苏、山西的征求意见稿显示，更多省份正在排队进入切换序列。

过渡期的监管重心也随之移动。过去价格主管部门的核心工作是核定时段与比例，未来则要盯住两件事：一是市场操纵与不对称报价的监测，防止价格形成机制被少数主体带偏；二是代理购电与市场化交易两轨之间的价差披露，让尚未入市的用户能看清不同选择的真实成本。监管从事前定价转向事中事后监督，工具箱从文件转向数据——这本身就是一场治理能力的切换，其成败直接影响市场各方对新机制的信任，也决定了分步走省份敢不敢加快并入全覆盖轨道的速度。

还有一个容易被误读的口径需要澄清：本轮改革并未触及居民与农业电价，也未改变电网企业代理购电用户的定价机制。以贵州电网2026年10月代理购电用户电价公告为例，代理工商业用户代理购电价格为每千瓦时0.378566元，其构成中仍包含峰谷分时电价损益折价0.010515元、煤电容量电费折价0.029427元等系统运行费用分项——代理购电用户的电价仍在政府定价框架内运行。换句话说，这场改革目前是一场工商业直接入市主体范围内的切换，全社会电价的双轨结构仍将存在相当长时间。评估其影响时，分母必须选对：受影响的是直接入市的工商业电量，而不是全部用电量。

双轨并存的过渡期也带来套利边界问题。同一园区内，直接入市的企业与仍由电网代理购电的邻居，执行的可能是两套截然不同的分时价格。随着入市比例提高，两轨之间的价差本身会成为推动更多用户入市的引力——这也是政策设计者乐见的方向。但对储能运营商而言，客户结构突然变得重要：同样的储能柜，装在入市用户侧与装在代理购电用户侧，收益逻辑完全不同。

四、价格信号重排：午间低谷与储能的自我挤压

分时电价市场化的直接后果，是价格曲线的形态开始反映新能源出力的物理节律。在光伏渗透率高的省份，午间光伏大发时段系统充裕度最高，电价被压至全天低位，部分现货省份该时段已常态化出现低电价乃至负电价；傍晚光伏出力快速衰减、晚高峰尚未结束的过渡时段，成为价格尖峰的高发窗口。价格曲线的鸭子形态，从加州的教科书案例变成中国工商业用户电费单上的日常。

对工商业储能，这是双重挤压。第一重来自政策：固定峰谷时段消失，两充两放的静态策略失去制度基础。以项目集聚的浙江为例，行业报道显示，新版分时电价落地后，原有收益可观的两充两放运行策略被迫调整为单次充放，项目收益近乎腰斩；尽管尖峰电价倍率有所上调，但电价浮动基数剔除了输配电价、政府性基金及附加，综合价差实际明显缩水。部分省份工商业储能电站收益降幅在行业统计中被描述为约五成——口径为行业媒体与机构估计，尚无全样本官方统计，使用时应注意区分。

第二重来自同行：储能的自我挤压效应。海量储能在同一时段充电、同一时段放电，本身就在熨平负荷曲线——谷被填高、峰被削低，价差随之收窄。储能的收益来源于电网负荷的不均衡性，当足够多的储能把这个不均衡性当作盈利来源，不均衡性本身就在衰减。这不是政策失误，而是市场机制正常运转的结果：套利机会吸引资本，资本消灭套利机会。行政分时时代这个循环被冻结了——价差由文件规定，再多的储能进场也不改变价差——市场化之后，循环被重新启动，套利收益将向某个均衡水平回归，而这个均衡水平大概率显著低于行政价差时代。

值得强调的是，价格信号重排不只有破坏性。午间低电价对可转移负荷是真金白银的让利：能把生产安排在午间的工厂、能在午间充电的车队、能把算力任务调度到电价洼地时段的数据中心，都在获得新的成本优势。价格信号第一次精确指向了系统真正需要响应的时刻，这正是改革想要达到的效果——只是红利与阵痛的分配，与旧格局截然不同。

价格曲线的精细化也在倒逼计量与结算基础设施升级。分时价差时代，电表只需按目录时段累计电量；市场化之后，多地现货与零售结算走向15分钟粒度，一次错记、漏传都可能导致结算纠纷，动辄形成上万元级别的账务差异。设备端因此出现了明确的功能升级需求——支持15分钟需量周期、电能冻结与历史数据存储的智能计量终端，正在成为工商业用户的标配采购。这类基础设施投入平时不显山露水，却是市场化交易可信运行的地基：没有与市场粒度匹配的计量，就没有可信的结算；没有可信的结算，再精确的价格信号也无法兑现为真实的账务关系。从目录电价到市场电价的迁移，表面上是价格形成机制的切换，底层是整个计量、结算、对账体系的同步升级行。

五、产业链与利润池：从套利池到运营池的迁移

工商业储能的产业链并不复杂：上游是电芯、PCS（储能变流器）、BMS（电池管理系统）等设备环节；中游是系统集成、安装施工与金融方案；下游是电站运营与收益管理。过去四年，这条链的利润池结构建立在行政分时电价提供的确定性价差之上，如今这个地基正在被抽走，利润池开始了一场定向迁移。

上游设备环节的处境最为吊诡。2025年磷酸铁锂电芯价格一度跌破每瓦时0.4元，系统成本持续下行，按理说这是设备厂商的寒冬，但储能电池出货却在高速增长——行业机构统计2026年上半年全球储能电芯出货461.3GWh、同比增长71%（InfoLink口径；SNE口径为467.84GWh、同比增长94.76%）。原因是结构性错位：成本下行与需求爆发的红利集中在大储（电网侧独立储能、新能源配储），工商业用户侧在新增装机中仅占2.15%（中电联2026年上半年数据）。也就是说，设备厂商的日子并不取决于分时电价改革，而取决于大储市场；真正被改革击中的，是产业链下游——运营与收益管理环节。

中游集成的内卷则早已白热化。跨界玩家依靠低价竞标、零元安装、收益分成等激进模式抢占市场，成本红利持续向终端用户倾斜，集成商与运营商被夹在中间。下游运营环节正在经历行业出清：头部约30%的优质项目盈利稳定，中尾部约50%的项目现金流为负或勉强维持，剩余约20%面临退出或重组——这是新能安储能事业部负责人2026年8月向《中国能源报》描述的哑铃式分化。更早投运的项目问题更尖锐：不少2023年至2024年投运的工商业储能项目，实际内部收益率比立项时模型测算普遍低1.5至2.5个百分点，部分项目经营性现金流为负，金融机构随之抬高放贷评审门槛。

利润池的去向同样清晰。旧模式的单一套利池（谷充峰放价差）正在萎缩，新的多元收益池正在成形：现货市场价差套利、辅助服务（调峰调频）、需求响应补贴、容量电价或容量补偿、以及保供与电能质量价值。国家层面的配套政策为多元池逐项托底——容量电价机制为电网侧独立新型储能提供稳定收益参考（新疆等省已出台容量补偿细则，新疆标准为每年每千瓦165元、按6小时满发时长折算），虚拟电厂政策把分散的用户侧储能聚合进辅助服务市场。利润池没有消失，它只是从躺在价差上收租，变成了在市场里逐项挣出来——对运营能力的定价，替代了对资源占用的定价。

六、竞争格局量化：电芯一端集中，集成一端分散

分时电价改革重塑的是收益端，竞争格局的量化需要把产业链拆开看两端。设备端（电芯）的集中度处于高位并在继续提升：2026年上半年全球储能电芯出货461.3GWh（InfoLink口径），宁德时代以125GWh居首、市占率27.1%，亿纬锂能48GWh、市占率10.4%，海辰储能46.2GWh、市占率10.0%——前三家合计份额从2025年的45.8%提升至47.5%，前十家合计82.3%（按InfoLink口径；若按SNE口径前十均为中国企业、合计份额约89%，两套统计的差异来自样本与统计边界，使用时应注明口径）。中国企业合计出货410.5GWh，占全球约89%（InfoLink口径）。

集成端的集中度则低得多，而且趋势相反。伍德麦肯兹《2026年全球储能系统集成商市场份额报告》显示，全球电池储能系统2025年装机突破320GWh、同比增长超50%，前十集成商合计份额约68%，但头部集中度较2024年下降，前十名之外的厂商份额从18%升至32%；CR3合计份额从36%降至30%。中国企业占据全球集成市场约76%的份额，全球前十中有八家来自中国。具体到工商业储能集成这个更细分的赛道，格局还要再散一层——仅2023年一年就新增超过5万家相关企业的赛道，谈集中度尚早，价格战与出清仍将是未来两年的主旋律。

两端集中度的反差，恰好解释了这轮行业出清中各环节的议价处境。电芯端CR3近半，厂商有底气把产能紧平衡时的涨价传导出去；集成端高度分散，只能承受价格战。下游运营端的哑铃式分化（30%盈利、50%勉强、20%退出）叠加设备端的高集中度，意味着工商业储能行业的利润正在向两头流动——要么往上游设备龙头集中，要么往真正具备运营能力的头部运营商集中，中间的纯通道型玩家被两头挤压。

七、市场规模测算：用户侧储能的三档情景

市场规模测算需要先钉牢基数。中电联《2026年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，全国新增投运电化学储能21.64GW/60.22GWh，其中独立储能占比64%，用户侧储能仅占2.15%。折算下来，2026年上半年用户侧新增约0.47GW/1.29GWh——这就是分时电价市场化落地的第一个半年里，工商业储能交出的成绩单：占新增电化学储能的百分之二出头，与独立储能的64%形成悬殊对比。

以2026年上半年1.29GWh为基数，本文对2026年全年用户侧储能新增装机给出三档情景。三档的核心变量有四个：一是各省峰谷价差在市场化后的收窄速度，二是现货市场与辅助服务市场向用户侧开放的进度，三是容量补偿机制向用户侧延伸的力度，四是虚拟电厂聚合模式的成熟度。三档情景均为本文推演假设，非行业共识预测。

三档情景的分歧本质上是制度供给的分歧。保守情景假设的是市场化只完成了破坏——旧收益没了、新收益没接上；乐观情景假设的是市场化完成了重构——储能作为系统调节资源获得多市场定价。判断走哪一档，与其跟踪储能出货量，不如跟踪各省辅助服务市场向用户侧开放的品种数与虚拟电厂的聚合规模：前者决定收益池有几个进水口，后者决定小散储能能否够到这些进水口。

八、上游风险：产能、价格与回款的三重夹击

价值链上游的风险正在工商业储能的资产负债表上显形。第一重是产能过剩。行业机构统计，储能电池行业规划总产能已接近2TWh，而2026年全年全球储能电池出货预测约1012至1026GWh（TrendForce与InfoLink口径区间）——规划产能接近真实需求的两倍。产能过剩压着电芯价格，2025年一度跌破每瓦时0.4元的磷酸铁锂电芯价格难有持续反弹，这对下游是成本红利，对上游设备商却是毛利率的持续失血。

第二重是原材料价格的波动传导。碳酸锂价格起落直接决定电芯成本曲线，也让储能项目的投资决策窗口变得难以把握——设备成本下行本该改善项目经济性，但同期收益端（价差）收得更快，成本红利追赶不上收益坍缩，这是工商业储能当下最拧巴的处境：采购越便宜，越说明这个行业赚不到设备的钱；收益越市场化，越说明赚不到政策的钱。

第三重最容易被忽视：下游客户的信用风险。工商业储能的商业模式普遍采用收益分成或合同能源管理，运营商的现金流系于用电企业的经营状况。宏观承压期，部分工商业企业电费回款周期拉长、坏账风险上升，持续侵蚀运营商利润。这一风险与电价改革无关，却在改革阵痛期与收益坍缩叠加，加速了尾部项目的现金流断裂。上游风险的这三重来源——产能、价格、信用——共同决定了工商业储能的出清不会是匀速的，而是以尾部项目的批量退出为标志的脉冲式出清。

九、售电公司的新战场：从价差搬运到风险管理

分时电价退场对售电公司的冲击，被储能行业的声量掩盖了，但同样根本。行政分时时代，售电公司的零售套餐本质是目录分时电价的搬运与小幅加价——用户按目录峰谷交费，售电公司按批发侧结算，中间的价差风险有限。市场化之后，陕西电力交易中心的提示说得很直白：售电公司代理用户电价将主要由批发均价传导形成。这句话的另一面是：批发侧价格的波动，从此要由售电公司先接住，再通过套餐设计传导给用户。

售电公司的能力模型因此重写。旧模型拼三样：客户资源、目录价加价空间、偏差电量的控制。新模型拼的也是三样，但内容全换：价格预测能力（判断批发均价与现货曲线的走势）、套餐设计能力（如何在传导价格风险与留住客户之间做平衡——固定价套餐自担风险、浮动价套餐让用户共担、分时套餐重新包装市场曲线）、以及偏差与风险管理能力（用户负荷预测准确度直接决定偏差考核成本）。售电牌照的价值没有消失，但它的内涵从渠道变成了期权——卖电的同时，实际是在卖一份价格保险。

可以预见的主流套餐形态至少有三类。固定价套餐以略高于预期均价的价格锁定全年电价，把价格风险留在售电公司内部，适合预算刚性、不愿承担波动的制造企业；浮动价套餐把批发价按约定公式传导给用户，售电公司赚服务费而非价差，适合有能力做负荷管理的企业；封顶保底套餐则在传导价格的同时给用户配一份价格保险——电价上涨触及上限时由售电公司兜住，跌穿下限时双方按约定分成。三类套餐的定价能力，都指向同一个后台：对价格曲线的预测精度与对客户负荷的画像深度。定价越准，套餐越有竞争力，也越敢给用户让利——电价市场化最终把售电行业的竞争，变成了预测科学之间的竞争。

对用户侧资产而言，售电公司还多了一层角色：聚合通道。虚拟电厂政策打开辅助服务市场的大门后，单体规模过小的工商业储能与可调节负荷，需要经由售电公司或专业聚合商才能入场。售电公司手里握着的客户与数据，使其天然处于聚合生态的枢纽位置——这可能是分时电价市场化给售电行业留下的最大一块新蛋糕，也可能是互联网化聚合平台跨界分食的一块旧蛋糕，取决于传统售电公司转型速度。

十、边界与局限

本文的分析与测算存在若干边界，需要显式声明。第一，政策覆盖边界：分时电价市场化仅适用于直接参与市场交易的工商业经营主体，电网代理购电用户、居民用户、农业用户暂不受影响，本文所有影响测算均不可外推至全社会用电量。第二，数据口径边界：储能电芯份额存在InfoLink（461.3GWh）与SNE（467.84GWh）两套统计口径，CR10在两套口径下分别为82.3%与约89%，本文已双写标注；用户侧储能收益降幅约五成为行业媒体与机构的估计口径，非全样本官方统计。第三，时间边界：改革自2026年3月落地至今约七个月，市场化后峰谷价差的长期均衡水平、季节性形态尚无完整年度数据支撑，本文对价格形态的判断基于已有半年观察与现货省份经验外推。第四，测算边界：三档情景为本文推演假设，其敏感性参数（价差收窄速度、市场开放进度、容量补偿扩围）均无公开量化数据，情景数字应理解为框架而非预测。第五，各省落地节奏不一，全覆盖与分步走的省份在过渡期内的价格形态差异显著，任何全国性结论都需按省份打折。第六，本文对居民与农业电价的长期方向不做判断，这部分价格机制的改革时间表目前尚无公开信息，读者不宜从工商业改革的推进速度外推。

十一、结论与观察指标

分时电价退场不是一个孤立的价格事件，而是电力市场化改革从批发侧向零售侧纵深推进的关键一跃。它的深层逻辑是用市场信号替换行政信号：行政分时定价在新能源渗透率快速爬升的时代逐渐失真，价格与系统稀缺性错位导致的资源错配成本，已经高于维持一套固定目录的执行便利收益。改革的方向由此确定，但产业后果的分配远未定型：储能行业的套利时代落幕，运营时代开启；售电公司的通道生意失效，风险管理生意起步；用户从电价的接受者变成时机的选择者。

对关注这一进程的读者，本文给出六个可跟踪的观察指标：其一，各省现货与中长期市场的峰谷价差曲线形态，重点是午间低谷的常态化程度与傍晚价格尖峰的出现频率；其二，用户侧储能的季度新增装机（中电联口径），验证本文三档情景的走向；其三，辅助服务市场向用户侧开放的省份数量与品种数，这是多元收益池的进水口；其四，容量补偿机制向用户侧延伸的进度；其五，虚拟电厂平台聚合的用户侧储能规模；其六，储能电芯价格与行业产能利用率，跟踪上游出清节奏。这六个指标中任何一个出现方向性变化，都值得回到本文的框架重新校准判断。

对身处局中的三类主体，行动清单并不相同。工商业用户：先弄清自己是直接入市还是代理购电，这决定改革是否已经落到你的电费单上；已入市的，把过去一年的负荷曲线与当地现货价格曲线叠在一起看一眼——能转移的负荷有多少、值多少钱，答案就在两条曲线的缝隙里。储能业主与投资方：把收益模型从单一套利改成多市场组合是唯一出路，优先补的两块能力是价格预测与偏差管理。设备与服务商：把产品定义从卖柜子转向卖度电成本承诺——客户要的不再是储能容量，而是可预期的现金流。

最后回到一个朴素的问题：中午的电比深夜便宜，对普通人意味着什么？短期内什么都不意味着——居民电价不受影响。但把时间轴拉长，当工商业电价充分市场化、价格信号驱动下移峰填谷资源规模化配置之后，系统效率的改善终将以某种形式回流到全社会用电成本。市场化改革的收益从不自动到达每个用户，它到达的方式，是让每一个愿意看懂价格曲线的人，先一步拿到属于响应者的那份红利。

观点仅供参考，不构成投资建议。

来源：国家发展改革委、国家能源局《电力中长期市场基本规则》（2025-12-17 印发）；国家发展改革委《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）；陕西电力交易中心《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》；河南、云南、山西、四川等省发展改革委及陕西电力交易中心公开口径（含大众报业·海报新闻2026-10-06 报道）；贵州电网2026年10月代理购电用户电价公告；中电联《2026年上半年电化学储能电站行业统计数据》（转引自《中国能源报》2026-08-10 报道）；InfoLink Consulting、SNE Research 2026H1 储能电芯出货统计；伍德麦肯兹《2026年全球储能系统集成商市场份额报告》；新疆维吾尔自治区发改委容量补偿细则；国际储能网及行业媒体对浙江等省份的案例报道。测算与图表由 NewdPower 整理。