一、政策背景：午间谷电成已建光伏项目"收益绞肉机"

2025年，江苏、山东、安徽等17省份密集出台分时电价新政，直击已建成光伏项目的"七寸"——午间光伏大发时段被设为谷段：江苏春/秋季10:00-14:00、夏冬季11:00-13:00谷段电价低至0.4元/kWh，较原峰段电价腰斩；山东午间深谷时段（10:00-15:00）电价仅0.2元/kWh，直接导致分布式光伏午间自发自用收益缩水25%-30%。

对于已并网的工商业光伏项目，这意味着60%的午间发电量陷入"低价困局"：原本0.9元/kWh的峰段收益，如今降至0.4元/kWh，年收益损失普遍超500万元（以10MW项目为例）。政策本质是通过价格杠杆倒逼用户"削午增峰"，但已建成项目无法更改装机布局，光储结合成为唯一破局路径。

二、已建光伏项目三大核心痛点

1. EMC合同模式下的"固定电价"与"谷段低价"正面冲突

在EMC（能源管理合同）模式下，多数已建项目与业主约定固定电价结算（如0.8元/kWh），但新政将午间设为谷段（如江苏0.4元/kWh），导致业主实际用电成本远低于合同电价，引发履约纠纷集中爆发：

江苏某物流园项目：2023年签订EMC合同，约定电价0.85元/kWh，新政后业主午间用电成本降至0.4元/kWh，以"价格显失公平"为由要求重新谈判，项目方被迫接受电价打折（降至0.6元/kWh），年收益减少120万元。数据统计：江苏EMC项目中，60%的业主提出电价调整诉求，25%进入法律诉讼程序，直接导致项目方现金流断裂风险提升40%。

2. 电费打折结算加剧收益"双重缩水"

部分项目为维持业主关系，被迫在新政基础上进一步电费打折（如按谷段电价9折结算），形成"政策降价+协商降价"的双重打击：

山东某工厂项目：原执行峰段0.9元/kWh、谷段0.5元/kWh，新政后谷段降至0.2元/kWh，业主要求按谷段0.18元/kWh结算，叠加峰段用电量减少，项目年收益较预期缩水45%（约200万元）。连锁反应：电费回收周期从30天延长至60天，部分业主以"收益下降"为由拖欠电费，导致项目方资金周转率下降30%。3. 业主与项目方的"收益矛盾"全面激化

新政打破了EMC模式的"价格平衡"，形成业主追求低价用电vs项目方需要保障收益的对立局面：

安徽某园区案例：业主以"响应政府降本号召"为由，要求项目方承担谷段电价差（每度电补0.3元），否则停止合同履约；项目方若妥协，年利润将减少30%，若拒绝则面临业主违约索赔（违约金达合同总额20%）。行业调研：超40%的已建项目存在业主协商降价压力，其中20%的项目已出现实质性收益下滑，成为光伏行业"存量危机"的集中爆发点。

三、光储结合破局：三大核心策略激活存量资产

1. 谷段储电：把"低价电"变成"战略储备"

（1）精准测算储能容量：按午间余电设计"保底配置"公式：储能容量 = 午间余电功率 × 谷段时长（例：10MW光伏午间余电5MW，谷段4小时，需配置20MWh储能，满足峰段4小时放电需求）案例：浙江某纺织厂2024年投产的5MW光伏项目，加装6MWh储能后，午间30%余电（1.5MW×4h=6MWh）存入储能，峰段以0.9元/kWh放电，年收益挽回30%（约180万元）。

（2）优先消耗光伏余电，减少网电依赖谷段充电时，储能优先消纳光伏余电，不足部分再购低价网电（如江苏谷段0.4元/kWh），避免"高价电储电"导致套利亏损。江苏某项目通过此策略，储能充电成本降至0.35元/kWh，较纯网电充电节省12.5%成本。

2. 峰段放电：打造"第二发电高峰"

（1）匹配峰段用电缺口，替代高价购电已建光伏项目峰段出力通常仅为午间的40%-50%，储能放电可填补30%-50%缺口：江苏峰段（15:00-22:00）电价0.9元/kWh，储能放电收益较午间谷段高125%；山东尖峰时段（19:00-21:00）电价1.2元/kWh，储能放电收益可达0.8元/kWh（扣除充电成本0.4元/kWh）。

（2）动态调整放电功率，避免过放损耗通过BMS系统设定放电深度≤80%（如5MWh储能单次放电不超过4MWh），延长电池寿命20%以上；安徽某项目采用"阶梯式放电"：峰段前2小时满功率放电（应对高负荷），后6小时降功率放电（平滑负荷曲线），储能循环寿命从6000次提升至8000次。

3. 光储联动：构建"发电-储电-用电"闭环

（1）实时监控负荷，智能切换模式接入智能电表实时采集负荷数据，当企业用电＞光伏输出时，自动启动储能放电；江苏某园区项目通过负荷联动，峰段光伏+储能自给率达90%，较原模式提升40%，年减少峰段购电360万kWh，节省成本324万元。

（2）适配季节性时段，最大化价差收益季节江苏峰谷差异光储策略收益对比夏冬季峰段延长至22:00，尖峰上浮20%午间谷段（11:00-13:00）满充，尖峰时段（14:00-15:00）优先放电（电价1.44元/kWh）尖峰收益较平峰高60%春秋季午间谷段10:00-14:00，峰段15:00启动分两阶段充电（10:00-12:00充60%，12:00-14:00充40%），匹配光伏出力衰减曲线储能充电效率提升25%

4. 政策红利：低成本加装储能的"及时雨"

江苏补贴：2025年底前，已建光伏项目加装储能可获容量补贴400元/kWh（5MWh储能补贴200万元），覆盖30%初始投资；山东豁免：储能系统不计入需量电费，已建工商业项目加装10MWh储能，每年可节省需量电费50-80万元；并网优先级：安徽、湖北明确"光储改造项目优先纳入电网调度"，缩短储能并网审批时间3个月以上。

结语：面对电价新政对已建光伏项目的"精准打击"，光储结合不是选择题，而是必答题。通过"谷段储电保成本、峰段放电增收益、政策补贴降门槛"三管齐下，存量项目完全能够化被动为主动，将午间的"收益低谷"转化为峰段的"利润高峰"。

       原文标题 : 午间谷电成 “收益绞肉机”！已建光伏项目面临 “保业主” 还是 “保收益” 两难抉择！