1. Avskaffelsen av policybasert «prising av strøm basert på brukstidspunkt» er i ferd med å bli en trend. Innen utgangen av 2025 utstedte den nasjonale utviklings- og reformkommisjonen og den nasjonale energiadministrasjonen suksessivt «Melding om god jobb med å signere og oppfylle mellomlange og langsiktige strømkontrakter for 2026» og «Grunnleggende regler for det mellomlange og langsiktige strømmarkedet», som begge tydelig slo fast:
I prinsippet vil ikke direkte markedsaktører lenger implementere den tidsbestemte strømprisingen som er fastsatt av myndighetene.
Optimaliser den mellomlange og langsiktige prismekanismen for elektrisitet. Alle regioner bør sørge for samsvar mellom prispolitikken for elektrisitet basert på topp- og dalforbruk og markedstransaksjonspriser for elektrisitet. I prinsippet vil direkte markedsaktører ikke lenger være underlagt den forbruksbaserte prisen på elektrisitet fastsatt av myndighetene. Begge parter i mellomlange og langsiktige kontrakter oppfordres til å signere avtaler som er responsive til markedstilbudet.
For forretningsenheter som er direkte involvert i markedstransaksjoner, vil det ikke lenger være kunstige bestemmelser om nivå og tidsperiode for prising av strøm basert på brukstidspunktet. For brukere av strøm som kjøper strøm via nettagent, vil statens prisavdeling koordinere og optimalisere inndelingen av perioder med høy og lav rushtid og prisfluktuasjonsforholdet basert på spotmarkedsprisnivået.
Deretter, i implementeringsdetaljene for mellomlange og langsiktige transaksjoner for 2026 i provinsene Liaoning, Sichuan, Shaanxi, Yunnan, Henan og Shanxi, ble det også tydelig angitt uten unntak at nivået og tidsperioden for strømpriser basert på brukstidspunktet ikke lenger ville bli kunstig fastsatt for forretningsenheter som deltar direkte i markedstransaksjoner. Dette betyr ikke at strømpriser basert på brukstidspunktet vil forsvinne, men snarere at dannelsesmekanismen deres har gjennomgått en fundamental endring – fra «offentlig prising» til «markedsprising». Under påvirkning av forholdet mellom tilbud og etterspørsel etter elektrisitet og markedsorienterte transaksjoner, vil topp-, normale og lavprispriser på elektrisitet naturlig dannes i henhold til markedets tilbud og etterspørsel, og svingninger i strømprisene vil mer nøyaktig gjenspeile markedsforholdene i sanntid.
Imidlertid har den markedsbaserte tidsbaserte prisingen av elektrisitet (TOU) også gitt to store utfordringer for «peak-valley arbitrage»-modellen for tradisjonelle industrielle og kommersielle energilagringssystemer.
Tidsstrategien er rigid, noe som gjør det vanskelig å matche strømbehovet. Tradisjonelle energilagringssystemer utfører ofte lading og utlading med fast tid, noe som gjør det vanskelig å koble det til brukernes faktiske strømforbrukskurve. Spesielt i «solcellepanel + energilagring»-scenariet kan mangelen på fleksible justeringsmuligheter lett føre til lav energilagringsutnyttelse eller manglende evne til å dekke strømbehovet.
2) Volatiliteten i strømprisene intensiveres, noe som gjør arbitrasje mer utfordrende. Med koblingen mellom strømprising basert på brukstidspunktet og spotmarkedet, kan strømprisene svinge på timebasis eller til og med 15 minutter, med toppstrømpriser som når over 1 yuan/kWh. I perioder med høy solcelleproduksjon kan det til og med oppstå negative strømpriser. Tradisjonelle faste strategier sliter med å tilpasse seg et så komplekst strømprismiljø. Så, under den nye mekanismen i strømmarkedet, hvordan bør industriell og kommersiell energilagring søke nye verdiforslag?
II. Fra «Peak-Valley Arbitrage» til «Microgrid Balancer» Erfaring fra modne strømmarkeder i Europa viser at jo høyere grad av markedsføring, desto bredere er bruksscenariene og desto mer fremtredende er verdien av energilagringssystemer. Deres rolle utvikler seg fra et enkelt «Peak-Valley Arbitrage-verktøy» til en «intelligent balanserer for distribuerte solcelle- og energilagringsmikronett».
1. Polen: Den gjennomsnittlige strømregningen for brukere har sunket med 50 %, og inntektene fra solcelleanlegg (PV) har økt med over 200 %! Siden 2025 har den polske elektrisitetsbørsen implementert dynamisk strømprising, med priser som svinger i sanntid. En privatbruker i Warszawa, hovedstaden, installerte et Siggy-energilagringssystem utstyrt med AI-planleggingsstrategier, og etablerte et lite intelligent mikronett for PV-lagring. I løpet av perioden med fast strømprising var PV-tilførselstariffen bare 0,22–0,44 zloty per kWh. Etter å ha byttet til dynamisk strømprising og integrert det intelligente PV-lagringssystemet, gjennom energilagring og intelligente planleggingsstrategier, var det mulig å «lagre strøm» i lavprisvinduer og «frigjøre» i høyprisperioder, noe som oppnådde besparelser på strømkostnader og forbedret inntjening. Driftsdata for ett år viser at brukerens strømkjøpskostnad har sunket til omtrent 0,55 zloty per kWh, en reduksjon på nesten 50 %; Den gjennomsnittlige tariffen for innmating av solceller har økt til 1,09 zloty per kWh, inntektene har økt med 220–300 %, og egenforbruksraten har økt med over 200 %.
2. Sverige: Smarte PV-ESS-systemer reduserer brukernes strømregninger med gjennomsnittlig 52,7 %! Selv om det enkelte prosjektet i Polen kan være et isolert tilfelle, er statistiske data fra over 2500 prosjekter i Sverige mer representative. Nylig gjennomførte Siger New Energy en systematisk analyse av driftsdataene fra over 2500 smarte PV-ESS-prosjekter i Sverige og fant at brukernes strømregninger har sunket med gjennomsnittlig 70,3 %! Det svenske strømmarkedet er delt inn i fire regioner (SE1-SE4) basert på nettdriftsstrukturen, og over 2500 uavhengige prosjekter er fordelt på disse fire regionene. Alle brukere er rangert fra laveste til høyeste faktiske inntekt, som vist i figuren nedenfor.
Dataene viser at den gjennomsnittlige reduksjonen i strømregninger for brukere er 70,3 %, med en medianreduksjon på 52,7 %. Denne forskjellen stammer ikke fra innblanding fra individuelle avvikere, men snarere fra det faktum at noen brukere i regioner med større volatilitet i strømprisene har oppnådd betydelig høyere spareavkastning.
1. AI-basert intelligent dispatching: Å forstå strømpriser og strømforbruk for å oppnå kostnadsreduksjon og effektivitetsforbedring i et dynamisk strømprissettingsmiljø kan ikke oppnås uten den dype styrkingen av AI-teknologi. Det intelligente solcelle- og energilagringssystemet oppnår følgende kjernefunksjoner gjennom flermodellfusjon og forsterkningslæring:
1) Læring i lastprofilering: Kontinuerlig læring av strømforbruksatferden til hvert prosjekt, identifisering av lasttopper, strømforbruksmønstre om natten, forskjeller mellom hverdager og helligdager, osv., for å konstruere en svært personlig tilpasset lastprofil.
2) Prognose for solcelleproduksjon: Kombiner meteorologiske data for å nøyaktig forutsi solcelleproduksjon;
3) Prediksjon av strømprisutvikling: Forutsi svingninger i strømprisene basert på markedsdata og utvikle optimale lade- og utladingsstrategier;
4) Rullende optimalisering og fleksible innstillinger: Bruk av en flermodellfusjonsstrategi, som kombinerer værvarsling og modellering av lastatferd, og konstruerer optimale planleggingsbaner gjennom forsterkningslæring og fysisk simulering; samtidig støtter daglige strategijusteringer og muliggjør personlig planlegging basert på brukerpreferanser. I fremtiden, etter hvert som AI-modeller fortsetter å utvikle seg og algoritmestrategier kontinuerlig optimaliseres, vil solcelle- og energilagringssystemer gå fra å være «brukbare» til å være «godt brukte», noe som hjelper flere brukere med å oppnå ekte intelligent energibruk og langsiktige fordeler.
IV. Smart solcelle- og energilagringsmikronett, som styrker nullkarbonfabrikker! Kinas 15. femårsplan foreslår tydelig utvikling av distribuerte energiressurser og bygging av nullkarbonfabrikker og -parker. I desember 2025 annonserte den nasjonale utviklings- og reformkommisjonen, departementet for industri og informasjonsteknologi og den nasjonale energiadministrasjonen i fellesskap 52 nasjonale nullkarbonparker. I januar 2026 utstedte departementet for industri og informasjonsteknologi og fire andre avdelinger «Veiledende meninger om gjennomføring av bygging av nullkarbonfabrikker», der de foreslo at en gruppe nullkarbonfabrikker skal dyrkes og bygges i syv store industrier, inkludert solceller, litiumbatterier og biler, innen 2027; og vil utvides til 12 store industrier innen 2030. Det kan forutsies at nullkarbonfabrikker og -parker sentrert rundt «elektrisitetsbelastning» vil bli et av hovedscenariene for ny energi i fremtiden. Modeller som direkte grønn strømtilkobling og smarte mikronett vil innlede betydelige utviklingsmuligheter og bli viktige utviklingsmodeller for ny energi. Under disse scenariene og modellene er deres kjernekrav svært konsistente med brukernes i Polen og Sverige: å oppnå optimale strømkostnader i et fullt markedsorientert dynamisk strømprissettingsmiljø. Erfaring fra utenlandske markeder viser at smarte solcelle- og energilagringsmikronett effektivt kan redusere brukernes strømkostnader og øke avkastningen på solcelleprosjekter. Dessuten, jo større svingningene i strømprisene er, desto bedre blir implementeringsresultatene! For tiden har over 17 000 kraftverk over hele verden tatt i bruk AI-modeller, som dekker dynamiske tilgangsscenarier for strømprising i 47 land, og danner et flernivå- og implementerbart AI-applikasjonssystem.
Konklusjon
Farvel til den faste, policybaserte strømprisingen basert på brukstid, og velkommen til en æra med markedsorientert og dynamisk strømprising. Dette er ikke slutten på verdien av solcelleanlegg (PV) og energilagringssystemer, men snarere den virkelige begynnelsen på den intelligente energiæraen. Gjennom AI-planlegging og mikronettkoordinering utvikler PV- og energilagringssystemer seg fra å være rene «energilagringsenheter» til «intelligente energibalansører», som fanger verdi midt i svingninger og omformer fremtiden gjennom endringer.
Publisert: 23. januar 2026