1. Afskaffelsen af politikbaseret "forbrugstidsprissætning af elektricitet" er ved at blive en trend. Ved udgangen af 2025 udsendte den nationale udviklings- og reformkommission og den nationale energiadministration successivt "Meddelelse om god underskrivelse og opfyldelse af mellem- og langsigtede elektricitetskontrakter for 2026" og "Grundlæggende regler for det mellem- og langsigtede elektricitetsmarked", som begge klart angav:
I princippet vil direkte markedsdeltagere ikke længere implementere den af regeringen fastsatte prisfastsættelse for elektricitet baseret på forbrugstidspunktet.
Optimer den mellem- og langsigtede elprismekanisme. Alle regioner bør sikre overensstemmelse mellem elprispolitikken for spidsbelastning og lavbelastning og markedstransaktionernes elpriser. I princippet vil direkte markedsdeltagere ikke længere være underlagt den elpris for forbrug, der er fastsat af regeringen. Begge parter i mellem- og langsigtede kontrakter opfordres til at underskrive aftaler, der er responsive på markedsudbuddet.
For virksomheder, der er direkte involveret i markedstransaktioner, vil der ikke længere være kunstige bestemmelser om niveauet og tidsperioden for elprissætning på forbrugstidspunktet. For netagenter, der køber el, vil regeringens prisafdeling koordinere og optimere opdelingen af spidsbelastningsperioder og perioder uden for spidsbelastningsperioder samt prisudsvingsforholdet baseret på spotmarkedsprisniveauet.
Efterfølgende blev det i implementeringsdetaljerne for mellem- og langsigtede transaktioner for 2026 i provinserne Liaoning, Sichuan, Shaanxi, Yunnan, Henan og Shanxi også klart og tydeligt angivet uden undtagelse, at niveauet og tidsperioden for elpriser på forbrugstidspunktet ikke længere ville blive kunstigt fastsat for virksomheder, der direkte deltager i markedstransaktioner. Dette betyder ikke, at elpriser på forbrugstidspunktet vil forsvinde, men snarere at deres dannelsesmekanisme har gennemgået en fundamental ændring – fra "offentlig prisfastsættelse" til "markedsprisfastsættelse". Under indflydelse af eludbuds- og efterspørgselsforhold og markedsorienterede transaktioner vil spidsbelastnings-, normale og off-peak-elpriser naturligt dannes i henhold til markedsudbud og -efterspørgsel, og udsving i elpriserne vil mere præcist afspejle markedsforholdene i realtid.
Imidlertid har den markedsbaserede forbrugstidsprissætning (TOU) for elektricitet også medført to store udfordringer for "peak-valley arbitrage"-modellen for traditionelle industrielle og kommercielle energilagringssystemer.
Timingstrategien er rigid, hvilket gør det vanskeligt at matche elbehovet. Traditionelle energilagringssystemer udfører ofte opladning og afladning med faste tidsintervaller, hvilket gør det vanskeligt at forbinde det med brugernes faktiske elforbrugskurve. Især i scenariet med "solceller + energilagring" kan manglen på fleksible justeringsmuligheder let føre til lav udnyttelse af energilagring eller manglende dækning af elbehovet.
2) Volatiliteten i elpriserne intensiveres, hvilket gør arbitrage mere udfordrende. Med forbindelsen mellem elpriser på forbrugstidspunktet og spotmarkedet kan elpriserne svinge time for time eller endda 15 minutter, hvor peak-elpriserne når over 1 yuan/kWh. I perioder med høj solcelleproduktion kan der endda forekomme negative elpriser. Traditionelle faste strategier har svært ved at tilpasse sig et så komplekst elprismiljø. Så hvordan skal industriel og kommerciel energilagring søge nye værditilbud under den nye mekanisme på elmarkedet?
II. Fra "Peak-Valley Arbitrage" til "Microgrid Balancer" Erfaringer fra modne elmarkeder i Europa viser, at jo højere graden af markedsføring er, desto bredere er anvendelsesscenarierne og desto mere fremtrædende er værdien af energilagringssystemer. Deres rolle udvikler sig fra et simpelt "peak-valley arbitrageværktøj" til en "intelligent balancer til distribuerede solcelle- og energilagringsmikronet".
1. Polen: Den gennemsnitlige elregning for brugerne er faldet med 50 %, og indtægterne fra solceller (PV) er steget med over 200 %! Siden 2025 har den polske elektricitetsbørs implementeret dynamisk elprisfastsættelse, hvor priserne svinger i realtid. En privat bruger i Warszawa, hovedstaden, installerede et Siggy-energilagringssystem udstyret med AI-planlægningsstrategier og etablerede dermed et lille intelligent mikronet til PV-lagring. I perioden med fast elprisfastsættelse var PV-tilførselstariffen kun 0,22-0,44 zloty pr. kWh. Efter at have skiftet til dynamisk elprisfastsættelse og integreret det intelligente PV-lagringssystem, var det gennem energilagring og intelligente planlægningsstrategier muligt at "lagre elektricitet" i perioder med lave priser og "frigive" i perioder med høje priser, hvilket opnåede besparelser på elomkostninger og forbedret indtægt. Etårige driftsdata viser, at brugerens elkøbsomkostninger er faldet til ca. 0,55 zloty pr. kWh, en reduktion på næsten 50 %; Den gennemsnitlige PV-tilførselstarif er steget til 1,09 zloty pr. kWh, indtjeningen er steget med 220%-300%, og selvforbrugsraten er steget med over 200%.
2. Sverige: Smarte PV-ESS-systemer reducerer brugernes elregninger med i gennemsnit 52,7 %! Selvom det enkelte projekt i Polen kan være et isoleret tilfælde, er de statistiske data fra over 2.500 projekter i Sverige mere bredt repræsentative. For nylig gennemførte Siger New Energy en systematisk analyse af driftsdataene fra over 2.500 smarte PV-ESS-projekter i Sverige og fandt, at brugernes elregninger er faldet med i gennemsnit 70,3 %! Det svenske elmarked er opdelt i fire regioner (SE1-SE4) baseret på netdriftsstrukturen, og over 2.500 uafhængige projekter er fordelt på disse fire regioner. Alle brugere er rangeret fra laveste til højeste faktiske indkomst, som vist i figuren nedenfor.
Dataene viser, at den gennemsnitlige reduktion i elregninger for brugerne er 70,3 %, med en medianreduktion på 52,7 %. Denne forskel stammer ikke fra indblanding fra individuelle outliers, men snarere fra det faktum, at nogle brugere i regioner med større elprisvolatilitet har opnået betydeligt højere besparelsesafkast.
1. AI-baseret intelligent dispatching: Forståelse af elpriser og elforbrug for at opnå omkostningsreduktion og effektivitetsforbedring i et dynamisk elprismiljø kan ikke opnås uden den dybe styrkelse af AI-teknologi. Det intelligente solcelle- og energilagringssystem opnår følgende kernefunktioner gennem multimodelfusion og forstærkningslæring:
1) Læring i belastningsprofilering: Løbende læring af elforbrugskarakteristika for hvert projekt, identifikation af belastningsspidser, elforbrugsmønstre om natten, forskelle mellem hverdage og helligdage osv. for at konstruere en yderst personlig belastningsprofil.
2) Prognose for solcelleproduktion: Kombinér meteorologiske data for præcist at forudsige solcelleproduktion;
3) Forudsigelse af elprisudviklingen: Forudsig udsving i elprisen baseret på markedsdata og udvikle optimale opladnings- og afladningsstrategier;
4) Rullende optimering og fleksible indstillinger: Anvendelse af en multimodelfusionsstrategi, der kombinerer vejrprognoser og modellering af belastningsadfærd og konstruerer optimale planlægningsstier gennem forstærkningslæring og fysisk simulering; samtidig understøttelse af daglige strategijusteringer og muliggørelse af personlig planlægning baseret på brugerpræferencer. I fremtiden, i takt med at AI-modeller fortsætter med at udvikle sig, og algoritmestrategier løbende optimeres, vil solcelle- og energilagringssystemer gå fra at være "brugelige" til at være "velbrugte", hvilket vil hjælpe flere brugere med at opnå ægte intelligent energiforbrug og langsigtede fordele.
IV. Smart fotovoltaisk og energilagringsmikronet, der styrker nul-kulstoffabrikker! Kinas 15. femårsplan foreslår klart udvikling af distribuerede energiressourcer og opførelse af nul-kulstoffabrikker og -parker. I december 2025 annoncerede den nationale udviklings- og reformkommission, ministeriet for industri og informationsteknologi og den nationale energiadministration i fællesskab 52 nationale nul-kulstofparker. I januar 2026 udsendte ministeriet for industri og informationsteknologi og fire andre afdelinger "Vejledende udtalelser om udførelse af opførelsen af nul-kulstoffabrikker", der foreslog, at en række nul-kulstoffabrikker skal dyrkes og bygges i syv store industrier, herunder solceller, lithiumbatterier og biler, inden 2027; og vil udvides til 12 store industrier inden 2030. Det kan forudsiges, at nul-kulstoffabrikker og -parker centreret omkring "elbelastning" vil blive et af hovedscenarierne for ny energi i fremtiden. Modeller som direkte grøn elforbindelse og smarte mikronet vil indlede betydelige udviklingsmuligheder og blive vigtige udviklingsmodeller for ny energi. Under disse scenarier og modeller er deres kernekrav i høj grad i overensstemmelse med brugernes behov i Polen og Sverige: opnåelse af optimale elomkostninger i et fuldt markedsorienteret dynamisk elprismiljø. Erfaringer fra oversøiske markeder viser, at smarte solcelle- og energilagringsmikronet effektivt kan reducere brugernes elomkostninger og øge afkastet af solcelleprojekter. Desuden gælder det, at jo større udsvingene i elpriserne er, desto bedre er implementeringsresultaterne! I øjeblikket har over 17.000 kraftværker verden over implementeret AI-modeller, der dækker dynamiske adgangsscenarier for elprissætning i 47 lande og danner et flerniveau- og implementerbart AI-applikationssystem.
Konklusion
Farvel til den faste, politikbaserede prisfastsættelse på el baseret på forbrugstidspunktet, og velkommen til en æra med markedsorienteret og dynamisk elprisfastsættelse. Dette er ikke enden på værdien af solcelleanlæg (PV) og energilagringssystemer, men snarere den sande begyndelse på den intelligente energiæra. Gennem AI-planlægning og mikronetkoordinering udvikler solcelleanlæg og energilagringssystemer sig fra blot "energilagringsenheder" til "intelligente energibalancere", der indfanger værdi midt i udsving og omformer fremtiden gennem forandringer.
Opslagstidspunkt: 23. januar 2026