“午時谷電”模式倒逼各省分布式光伏配儲

　　1985年至今，峰谷分時電價經(jīng)歷了試行及推廣期、深化期、全面推行期，在保障輸配電能力、降低供電成本、提高電力資源的利用效率等方面發(fā)揮了重要作用。隨著風光新能源接入及用戶側(cè)居民用電及第三產(chǎn)業(yè)用電比例提升，電力系統(tǒng)消納問題加劇。故2021年7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確分時電價機制執(zhí)行范圍、建立動態(tài)調(diào)整機制、加強與電力市場的銜接等六方面對現(xiàn)行分時電價作進一步完善。

　　根據(jù)數(shù)據(jù)顯示，2023年前三季度，全國光伏新增裝機12894萬千瓦，同比增長145%，其中集中式光伏6180萬千瓦，分布式光伏6714萬千瓦。截至2023年9月底，全國光伏發(fā)電裝機容量達到5.2億千瓦，其中集中式光伏2.95億千瓦，分布式光伏2.25億千瓦。

　　在2023年前三季度光伏新增并網(wǎng)中，河南以10.73GW領跑全國，山東9.59GW、江蘇9.14GW、湖北8.83GW、新疆8.82GW分別位列前五名。在分布式光伏新增裝機中，河南以10.58GW依舊領先，江蘇8.38GW、山東7.36GW、安徽6.62GW、浙江5.3GW分別位列前五名。從累積裝機來看，山東以52.29GW的總裝機量位列第一，分布式累積38.22GW，其中戶用光伏24.48GW，依舊是戶用光伏第一大省。

　　近日，山東、福建分別推出(山東省)《關于進一步優(yōu)化工商業(yè)分時電價政策的通知》及《福建省發(fā)展和改革委員會關于完善分時電價政策的通知》，進一步推動輸配電價改革、拉大峰谷價差。另外，湖北等地推出《關于做好工商業(yè)分時電價機制有關工作的通知(征求意見稿)》，調(diào)整工商業(yè)電價至“午時谷電”模式倒逼用戶側(cè)光伏配儲。而且，近年來新能源消納問題加劇，系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本必然上升，故我們預計峰谷價差仍有擴大空間，且從長期來看，“午時谷電”的落實有助于進一步接軌現(xiàn)貨市場，符合能源主管部門訴求，預計其他省份或?qū)⒄蘸蹦Ｊ酵七M“午時谷電”，屆時，在分布式光伏收益減少的背景下用戶側(cè)存量光伏配儲的需求將得以進一步釋放。

　　本次山東出臺的文件明確向用戶側(cè)傳導的大方向及詳細執(zhí)行范圍或?qū)⒊蔀槿珖蠓秶鋵嵉姆e極信號，從短期來看峰谷價差拉大將進一步提升工商業(yè)儲能收益率，長期來看電力系統(tǒng)有望通過向用戶側(cè)傳導系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本，理順調(diào)節(jié)市場商業(yè)邏輯，加速電力市場化進程。

　　截至今年三季度末，中國新型儲能累計裝機規(guī)模達25.3 GW/53.4 GWh，同比增長超過260%;新增裝機12.3 GW/25.5 GWh，同比增長超過920%。預計今年底全年新增裝機將達49.6 GWh，約為去年的三倍。

　　在風光能源高速裝機的背景下我國電力消納問題日益加劇，而消納的核心矛盾在電價市場化——合理地向用戶側(cè)傳導電價，故電價正是本輪電改的抓手。且從地方視角看，儲能帶來的產(chǎn)業(yè)及經(jīng)濟貢獻也與其利益契合，故地方對拉大峰谷價差有較強的驅(qū)動力。

　　據(jù)第三方平臺數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2023年12月平均峰谷價差較2022年提升17%，其中，同期超70%省份較2022年峰谷價差提升，提升幅度超20%的省份近半。同時，目前近9成省份工商業(yè)儲能可獲得“兩充兩放”收益。我們測算，“兩充兩放”下浙江大工業(yè)儲能項目IRR超過15%，其他省份收益率普遍超過10%，預計高收益率將刺激工商業(yè)儲能在國內(nèi)更多的省份加速涌現(xiàn)。