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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两周年，本文将对2023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。

01
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单一制电价变化情况。通过对各地2023年最大峰谷价差的平均值统计，32个典型省市的总体平均价差为0.724元/kWh，同比增长3.4%，共有17个省市超过总平均值，有18个省市超过0.7元/kWh盈亏平衡点。
2023年最大峰谷价差进一步拉大，超过1元/kWh的增至4个地区，分别是广东省（珠三角五市）1.351元/kWh（同比增长7.3%）、海南省1.063元/kWh（同比下降0.65%）、湖南省1.012元/kWh（同比增长7.7%）、湖北省1.002元/kWh（同比增长6.3%）。
图1-1 2023年全国电网代购电最大峰谷价差情况
（一般工商业10kV）
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
图1-2 2023年全国电网代购电平均最大峰谷价差情况
（一般工商业10kV）
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库

02
重点地区用户侧储能经济性分析

一直以来，广东省和浙江省都是用户侧储能发展的热土，2023年，随着系统设备价格的下降和补贴政策的利好，两地用户侧储能项目的开发热度持续攀升。下面，结合分时电价政策、电网代购电价格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3000万元（EPC单位造价1.5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）

图2-1 2023年广东省（珠三角五市）最大峰谷价差情况
（一般工商业10kV）
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）峰谷价差变化具有典型的季节波动性，7、8、9月存在尖峰电价，价差明显拉大。全年价差平均值为1.351元/kWh，同比增长7.3%。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。

图2-2 2023年广东省2h储能系统充放电策略
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
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1.454元/kWh(有尖峰)和1.054元/kWh（无尖峰），年收益为767.36万元，静态回收周期约为3.91年。

2023年6月，广东省发改委、能源局发布《广东省促进新型储能电站发展若干措施的通知》，对用户侧储能项目提出电价补贴：项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，储能设施用电量单独计量，电价参照全省蓄冷电价政策执行（峰平谷电价比例为1.65:1:0.25），峰谷比由原来的4.47提高至6.6，这将进一步提高用户侧项目经济收益。
浙江省

图2-3 2023年浙江省最大峰谷价差情况
（一般工商业10kV）
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
2023年浙江省峰谷价差情况异于2022年的平稳走势，呈现显著的季节性波动，更能反应出市场化电价的波动情况。2023浙江省全年峰谷价差平均值为0.966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1.75:1.3:1:0.53。

图2-4 2023年浙江省2h储能系统充放电策略
数据来源：各省电网代购电公告、CNESA全球储能数据库
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1.1元/kWh（全年尖峰），年收益约725.08万元，静态回收期为4.14年，收益率达18.13%。

浙江分时电价新政变化
2024年1月，浙江省发改委正式发布《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》，调整了时段划分和浮动比例，对用户侧储能项目经济性带来较大影响。

主要调整内容：
1.时段划分
统一大工业和一般工商业峰谷时段，尖峰时段调整为冬夏两季（1、7、8、12月）的9-11点和15-17点共4个小时，新增重大节假日深谷时段。

表2-1 浙江省新政峰谷时段划分
2.浮动比例
拉大峰谷浮动比例，增加重大节假日深谷下浮80%

表2-2 浙江省新政峰谷电价浮动比例
图2-5 模拟执行新政后春秋季节充放电策略

图2-6 模拟执行新政后冬夏季节充放电策略

按照新政执行后的充放电策略和边界条件测算，以2023年电价为基础进行模拟测算，年收益可提高至868.95万元，静态回收期为3.45年，收益率达21.72%。收益涨幅达到19.84%。

表2-3 浙江省分时电价新政执行前后收益对比
备注：上述所有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。

03
分时电价新政的发展趋势
2023年，北京、冀北、山东、江苏、福建、四川、辽宁、蒙东、青海、宁夏、新疆、蒙西、广西、云南、贵州、浙江、湖北、河南、安徽等19个地区发布或更新了分时电价政策。政策调整方向主要体现在三方面：

一是优化时段划分，年内设置季节性尖峰和深谷时段，日内时段划分趋向于午谷、晚峰、凌谷特征。随着分布式光伏装机规模的逐年递增，中午光伏大发期间形成典型的鸭子曲线，各地结合区域内发用电特性优化时段划分。目前已有十余个地区将午间调整为低谷时段，新疆、山东出现深谷时段，其余大部分地区为平段，原午间高峰或尖峰时段调整至晚间。这样的调整更有利于储能的应用，而不利于光伏的收益。我们认为，分布式光伏配建储能将成为未来的发展趋势。

二是拉大峰谷价差，各地进一步拉大峰谷浮动比例，目前除甘肃、宁夏、广西、贵州以外，均设置了尖峰电价，山东、江苏、蒙东、蒙西、新疆设置了深谷电价。目前已有13个地区峰谷比超过国家提出的4:1要求，峰谷比最大的是新疆，达到7：1。

三是扩大浮动范围，山东从2024年起扩大峰谷分时电价政策浮动比例的执行范围，浮动范围在代理购电电价、容量补偿电价基础上新增了上网环节线损费用和抽水蓄能容量电费，测算基数增加了0.0191元/kWh，峰谷价差增幅近4%。浙江省浮动范围包含上网电价、上网线损、系统运行费、输配电价、基金及附加，浮动范围的扩大将进一步拉大峰谷价差。
自2021年分时电价政策改革以来，不断扩大的峰谷价差、灵活多样的峰谷时段设置，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 | 中关村储能产业技术联盟 张佳宁