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，預計其他省份或將參照湖北模式推進“午時谷電”，屆時，在分布式光伏收益減少的背景下用戶側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傳導的大方向及詳細執(zhí)行范圍或將成為全國大范圍落實的積極信號，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)。