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1985年至今，峰谷分时电价经历了试行及推广期、深化期、全面推行期，在保障输配电能力、降低供电成本、提高电力资源的利用效率等方面发挥了重要作用。随着风光新能源接入及用户侧居民用电及第三产业用电比例提升，电力系统消纳问题加剧。故2021年7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确分时电价机制执行范围、建立动态调整机制、加强与电力市场的衔接等六方面对现行分时电价作进一步完善。 根据数据显示，2023年前三季度，全国光伏新增装机12894万千瓦，同比增长145%，其中集中式光伏6180万千瓦，分布式光伏6714万千瓦。截至2023年9月底，全国光伏发电装机容量达到5.2亿千瓦，其中集中式光伏2.95亿千瓦，分布式光伏2.25亿千瓦。 在2023年前三季度光伏新增并网中，河南以10.73GW领跑全国，山东9.59GW、江苏9.14GW、湖北8.83GW、新疆8.82GW分别位列前五名。在分布式光伏新增装机中，河南以10.58GW依旧领先，江苏8.38GW、山东7.36GW、安徽6.62GW、浙江5.3GW分别位列前五名。从累积装机来看，山东以52.29GW的总装机量位列第一，分布式累积38.22GW，其中户用光伏24.48GW，依旧是户用光伏第一大省。 近日，山东、福建分别推出(山东省)《关于进一步优化工商业分时电价政策的通知》及《福建省发展和改革委员会关于完善分时电价政策的通知》，进一步推动输配电价改革、拉大峰谷价差。另外，湖北等地推出《关于做好工商业分时电价机制有关工作的通知(征求意见稿)》，调整工商业电价至“午时谷电”模式倒逼用户侧光伏配储。而且，近年来新能源消纳问题加剧，系统调节成本必然上升，故我们预计峰谷价差仍有扩大空间，且从长期来看，“午时谷电”的落实有助于进一步接轨现货市场，符合能源主管部门诉求，预计其他省份或将参照湖北模式推进“午时谷电”，届时，在分布式光伏收益减少的背景下用户侧存量光伏配储的需求将得以进一步释放。 本次山东出台的文件明确向用户侧传导的大方向及详细执行范围或将成为全国大范围落实的积极信号，从短期来看峰谷价差拉大将进一步提升工商业储能收益率，长期来看电力系统有望通过向用户侧传导系统调节成本，理顺调节市场商业逻辑，加速电力市场化进程。 截至今年三季度末，中国新型储能累计装机规模达25.3 GW/53.4 GWh，同比增长超过260%;新增装机12.3 GW/25.5 GWh，同比增长超过920%。预计今年底全年新增装机将达49.6 GWh，约为去年的三倍。 在风光能源高速装机的背景下我国电力消纳问题日益加剧，而消纳的核心矛盾在电价市场化——合理地向用户侧传导电价，故电价正是本轮电改的抓手。且从地方视角看，储能带来的产业及经济贡献也与其利益契合，故地方对拉大峰谷价差有较强的驱动力。 据第三方平台数据统计，2023年12月平均峰谷价差较2022年提升17%，其中，同期超70%省份较2022年峰谷价差提升，提升幅度超20%的省份近半。同时，目前近9成省份工商业储能可获得“两充两放”收益。我们测算，“两充两放”下浙江大工业储能项目IRR超过15%，其他省份收益率普遍超过10%，预计高收益率将刺激工商业储能在国内更多的省份加速涌现。 |
