峰谷价差是影响用户侧储能经济性的关键要素，自2021年12月全国执行电网代理购电政策以来，中关村储能产业技术联盟（CNESA）每月持续跟踪电价变化，通过整理分析为业界同仁提供有效参考。
时值年终岁尾，电网代购电政策已执行一周年，本文将对2022年度全国各地电网代购电的峰谷价差情况进行汇总分析，主要包括全国峰谷价差情况总览、重点地区用户侧储能经济性分析、分时电价新政的发展趋势三部分。
全国峰谷价差情况总览
CNESA根据用户侧储能装机规模及技术要求，重点追踪一般工商业10kV电价变化情况。通过对各地2022年最大峰谷价差的平均值统计，31个典型省市的总体平均价差为0.7元/kWh，共有16个省市超过平均值，而0.7元/kWh也正是用户侧储能实现经济性的门槛价差。其中，位居价差前三的地区分别是广东省（珠三角五市）1.259元/kWh、海南省1.07元/kWh、浙江省0.978元/kWh。
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
峰谷时段和峰谷价差是影响用户侧储能项目运营经济性的两大重要指标，峰谷时段的划分决定充放电策略，进而影响实际价差套利的净收益，两者相辅相成共同影响着项目经济性。下面，选取位居价差前三位的地区，结合各地分时电价政策进行具体的经济性分析。
边界条件设定：以10MW/20MWh储能项目为例，总投资为4000万元（EPC单位造价2元/Wh），系统循环效率90%，充放电深度90%、全年运行330天。
广东省（珠三角五市）
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
广东省（珠三角五市）峰谷价差变化具有一定波动性，全年平均值为1.259元/kWh。根据广东省分时电价政策（粤发改价格[2021]331号），峰谷平浮动比例为1.7:1:0.38，尖峰电价在峰段基础上上浮20%（执行时间：7、8、9月以及其他月份中超过35℃以上的高温天气）。图2-2为按照执行尖峰电价情况下，2h储能系统的充放电策略。
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据
备注：电价为该地各时段的全年平均价
按照上述充放电策略和边界条件测算，每日两充两放的度电净收益为1.359元/kWh(有尖峰)和0.985元/kWh（无尖峰），静态回收周期约为5.58年。
海南省
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
2022年上半年海南省峰谷价差呈现逐月递增趋势，年中达到峰值后在下半年逐步降低，全年平均值为1.07元/kWh。根据海南省分时电价政策（琼发改规[2021]18号），峰谷平比价为1.7:1:0.4，尖峰电价在峰段基础上上浮20%（执行时间：5、6、7月）。图2-4为按照执行尖峰电价情况下，2h储能系统的充放电策略。
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据
备注：电价为该地各时段的全年平均价
按照上述充放电策略和边界条件测算，每日两充两放的度电净收益分别为1.262元/kWh(有尖峰)和1元/kWh(无尖峰)，静态回收周期约为5.66年。
浙江省
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
浙江省峰谷价差发展相对较平稳，全年平均值为0.978元/kWh。根据浙江省分时电价政策（浙发改价格[2021]377号），尖峰谷平比价为1.75:1.3:1:0.52。图2-6为按照执行尖峰电价情况下，2h储能系统的充放电策略。
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据
备注：电价为该地各时段的全年平均价
按照上述充放电策略和边界条件测算，每日两充两放的度电净收益为1.155元/kWh（全年尖峰），静态回收周期约为5.25年。
上述测算未考虑财务成本、运维成本、收益分成等因素，实际情况下项目回收周期将有所增加。
1.根据CNESA测算，上述三个地区的投资回收期均在6年以内，相较于电源侧和电网侧储能项目大多10年以上的投资回收期来看，在峰谷价差较大的地方用户侧储能具有更可观的经济性。从广东省、海南省、浙江省目前的时段设置来看，每天能够实现2个充放电循环的储能系统更具经济性。
2. 根据CNESA测算，上述三个地区的回收周期排序为：浙江省5.25年短于广东省5.58年，短于海南省5.66年。虽然浙江省的峰谷价差排位第三，但由于浙江省具有两个2小时低谷和一个2小时尖峰，更灵活的低谷和尖峰时段设置使其整体收益高于其他两省。近年来，浙江省分布式光伏发展迅猛，中午光伏大发期间会形成鸭子曲线，使其中午成为电价的低谷。东部地区随着新能源装机的快速提升，将会有更灵活、更多层次的峰谷时段设置，这些都有利于用户侧储能收益的提升。
3. 较大的峰谷价差和适合储能的峰谷时段为用户侧储能创造了巨大的市场空间，这些典型区域已成为目前用户侧储能发展的热土，尤其是广东省和浙江省的一些地市级城市还出台了多项直接补贴政策，通过容量补偿、充放电补贴和投资补贴等各类形式，进一步提高了项目投资收益，激发了投资商的项目开发热情。
自2021年国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》以来，各地分时电价逐步开始改革，通过上述分析及CNESA跟踪对比2022年全国31个省市自治区发布的电网代购电价，总结分时电价政策发展趋势如下：
1.各地分时电价峰谷比持续拉大2022年底多地更新分时电价政策，其共同特点在于持续拉大峰谷比，这一点在最新发布的2023年1月电网代购电价得到印证：山东省峰谷价差由2022年均价0.739元/kWh，拉大到2023年1月的0.926元/kWh；河南省由0.72元/kWh拉大到1.021元/kWh；河北省由0.595元/kWh拉大到0.761元/kWh。CNESA认为，2023年持续拉大峰谷比将成为发展趋势，这将为用户侧储能拓展更大的盈利空间。
2.分时电价峰谷时段设置更加灵活随着新能源发电量占比逐步提升，源侧、负荷侧不稳定性增加，各地峰谷时段的设置更加灵活精细。同时，随着现货市场建设的推进，山东、山西、广东等现货市场运行区域，现货市场价格将成为当地分时电价调整的重要信号和依据。
灵活的时段设置有利于用户侧储能更好地发挥快速调节作用，同时也为其收益稳定性带来挑战，这对电站运营能力提出更高要求，需要运营方及时结合时段和价差调整充放电策略。如浙江通过尖峰、低谷不同时段的设置，使得用户侧储能可以两充两放获得相对可观的收入；而山东最新的峰谷时段按季节进行设置，除夏季以外其余季节中午执行深谷电价，虽然深谷电价的设置进一步拉大了峰谷价差，但是新的时段设置使储能系统难以再实现每天两次循环，储能项目收益将受到影响。
综上所述，自2021年分时电价政策改革以来，不断扩大的峰谷价差、灵活多层次的峰谷时段设置，拓展了用户侧储能的盈利空间，随着电力市场改革的进一步深入，用户侧储能将有更多机会参与辅助服务市场、现货市场，并结合需求响应及各地储能补贴政策获得多种收益渠道。与此同时，用户侧储能在安全运行管理、开发成本与项目收益、政策可持续性等方面仍存在风险和不稳定性，因此，市场参与者需要充分做好前期市场调研，从不同方面审慎评估项目风险，综合考虑项目可行性。
文章来源：中国储能网
