2025年8月1日起，陜西省正式實施《關于調整陜西電網分時電價政策有關事項的通知》（以下簡稱“新政”），政策調整的核心目的非常明確，通過價格信號引導電力消費行為，實現削峰填谷，促進新能源消納，最終服務于新型電力系統建設和電力安全穩定供應。陜西作為新能源發展迅猛的地區，截至2025年3月底，新能源裝機規模已超過5600萬千瓦，約占全省電力總裝機的48%。如此高比例的新能源接入，對電網的穩定運行提出了前所未有的挑戰，也使得這次電價調整成為必然選擇。
本次新政電價改革以時段劃分精細化、峰谷價差擴大化、應用場景多元化為核心：1、時段精細化將午間11:00-14:00（光伏大發期）從平段降為低谷，與光伏出力曲線精準匹配，為儲能創造“零成本消納棄光+低谷充電”雙重紅利；同時峰期時段連續延長至7小時，遠超傳統4小時儲能系統的覆蓋極限，利好液流電池等長時儲能的應用空間；將獲得同等利好液流電
2、峰谷價差擴大化使尖峰電價較平段上浮90%、高峰上浮70%，推動峰谷價差倍數從3—4倍躍升至4.67倍，大幅強化套利動力；
3、應用場景多元化明確允許儲能參與“兩充兩放”模式（夜間低谷+午間低谷充電，平段+高峰放電），為長時儲能技術提供高頻次收益機會。
電價浮動基數的明確也是新政的另一重要進步。明確強調"輸配電價、上網環節線損費用、系統運行費用（包括煤電機組容量電費、抽水蓄能容量電費、輔助服務費用等）、政府性基金及附加不參與浮動"。結合新政，以8月代理購電兩部制1-10千伏大工業用戶電價初步得出：尖峰電價：0.866元/kWh；高峰電價：0.795元/kWh；平段電價：0.547元/kWh；谷時電價：0.298元/kWh。
以5MW/30MWh液流電池儲能系統為例（系統效率80%），具體到年度收益計算，假設系統每年運行350天，晚上谷段充滿電，上午平段放電2.5h，再利用中午的谷段充滿，晚上峰段放電6h。對比新（舊）分時電價簡單測算峰谷套利收益其在陜西市場的投資回報
綜上，電價結構優化帶來的單位電量收入提升，抵消了放電量下降的影響，最終實現儲能年收入增長。陜西省的分時電價政策調整只是全國電力市場化改革的一個縮影，根據國家發改委《關于進一步完善分時電價機制的通知》要求，各地正陸續出臺類似政策，預計未來將有更多省份跟進實施有利于長時儲能發展的電價機制。在這一趨勢下，具備長時儲能能力的技術路線將獲得更廣闊的市場空間。
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