来源：各地发改委，远光能源互联网

【峰谷价格差值:北上广价差最高】从峰谷电价差值来看，北京、上海、广东、江苏四地价差排名前四，其中北京一般工商业峰谷价差最大，均在0.98元/kwh以上。

图表3：全国各地区峰谷价差（差值）

来源：各地发改委，远光能源互联网

季节性电价和丰枯电价

丰枯电价：目前四川和广东连州采用了丰枯电价；

季节性电价：9个地区，即浙江、江苏、安徽、上海、山东、河北、冀北、天津、北京将夏季或部分高温月份的电价与其余月份进行的区分，但暂无地区采用冬季高负荷季节性电价。

市场影响

用户侧储能的应用场景主要包括削峰填谷，容量管理和新能源消纳。其中削峰填谷是通过峰谷价差低充高放减少购电费用并实现峰谷套利，容量管理则是采用动态增容的方式减少专用变压器容量投资及减少需量电费，随着部分地区需求响应及辅助服务市场对用户侧储能的开放，储能的盈利模式更为多样化。但峰谷套利仍是最核心的盈利方式，尤其是工商业用户普通在白天即电价高峰期用电量较大，夜晚即电价低谷期用电量较小，由此产生的高峰电费和低谷电费差额巨大，而储能可在电价低谷期充电，高峰期放电，实现在峰谷电价间的套利，通知的发布将进一步推动各地区提高价差，有望刺激储能自发自用需求以及分布式光伏配置储能的需求。

峰谷价格差值经济敏感性

根据东吴证券研究中心的测算，假设循环寿命为5000次，储能固定成本1.55元/Wh，在电价谷值0.25元/kWh时充电，在电价峰值0.95元/kWh时放电，即峰谷价差达到0.7元/kWh时，储能的收益率达到9.82%，具备经济性。

图表4：峰谷价格差值经济敏感性

来源：东吴证券

从各地区现行分时价格来看，在仅考虑峰谷价差套利的单项收益，北京、上海、江苏、广东、海南、四川具备较好的投资潜力。

峰谷价差倍数经济敏感性

有研究测算了不同峰谷价差下的四类用户侧主流电池储能系统的全生命周期度电成本(LCOE)及内部收益率(IRR)，以10kV大工业用户建设一个装机容量为100kW的储能系统做为测算基础，以北京城区的谷价为基准，分别设置峰谷电价比为2倍、4倍、6倍、8倍和10倍进行敏感性分析。结果如下图所示，峰谷价差对电池储能的LCOE无影响，但对电池储能的收益水平影响巨大。随着峰谷电价比的倍数增大，四种电池储能的经济性具有明显的提升且收益水平差距明显拉大，整体而言，铅炭电池和铁锂电池储能的度电成本及收益率较优，其中铅炭电池储能度电成本低至0.47元/kWh,在峰谷价差为两倍时，已能获取30%的内部收益率。

图表5：峰谷价差倍数经济敏感性

来源：袁家海，李h瑶.大工业用户侧电池储能系统的经济性［J］ . 华北电力大学学报(社会科学版). 2021,(03)

从各地区现行峰谷价差倍数来看，价差比例高的明显优于价差比例低的地区，北京、上海、广东、江苏、新疆排名前四的地区具备较高的投资优势。

光伏发电时段内的电价以高峰电价和平段电价为主，采用分时电价可以显著提高光伏发电的经济性。光伏发电时段内包含高峰电价的时间越长、高峰电价越集中于光伏发电量最大的时间区间内，光伏发电的经济性越好。分时电价的推进，也将推动工商业用户自建分布式光伏降低用能成本的趋势，然而过去峰谷价差较小，收益回报不足以覆盖光储一体的投资成本，随着峰谷价差进一步加大，部分地区已可实行储能投资盈利，再合理配置分布式光伏，在高峰期及光伏发电特性好的时间段利用光伏自发自用，光伏受发电特性限制无法覆盖的夜晚高峰时段及深夜低谷时段用储能根据用能情况及成本进行充放电套利，在光伏发电特性低的其余时段用储能补足用电负荷需求缺口，最大化利用峰谷价差政策释放的红利。

此外，整县分布式的推进，极大推动了国内分布式光伏市场的发展。然而整县分布式的接入对电网产生的冲击，也成为了无法回避的挑战，在保障电网安全稳定运行的同时确保少弃或不弃电，储能系统成为了不可或缺的选择，多地也发布了“整县推进”中的储能配置要求，宁夏要求配置比例不低于10%、河北冀南电网要求配置比例10-30%等，对整县分布式投资经济性带了一定挑战，分时电价的推进，也将对整县分布式+储能配置的经济性起到良好的促进作用。

主要信息参考：

【1】 IRENA (2019), Innovation landscape for a renewable-powered future: Solutions to integrate variable renewables. Summary for policy makers. International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.

【2】：袁家海，李h瑶.大工业用户侧电池储能系统的经济性［J］ .华北电力大学学报(社会科学版). 2021,(03)

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本文标题：【分时电价】国内外分时电价政策及市场影响解析（国内）

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