1985年至今，峰谷分時(shí)電價(jià)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(zhù)風(fēng)光新能源接入及用戶(hù)側居民用電及第三產(chǎn)業(yè)用電比例提升，電力系統消納問(wèn)題加劇。故2021年7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機制的通知》，明確分時(shí)電價(jià)機制執行范圍、建立動(dòng)態(tài)調整機制、加強與電力市場(chǎng)的銜接等六方面對現行分時(shí)電價(jià)作進(jìn)一步完善。

根據數據顯示，2023年前三季度，全國光伏新增裝機12894萬(wàn)千瓦，同比增長(cháng)145%，其中集中式光伏6180萬(wàn)千瓦，分布式光伏6714萬(wàn)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(lǐng)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(lǐng)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(lái)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(hù)用光伏24.48GW，依舊是戶(hù)用光伏第一大省。

近日，山東、福建分別推出(山東省)《關(guān)于進(jìn)一步優(yōu)化工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策的通知》及《福建省發(fā)展和改革委員會(huì )關(guān)于完善分時(shí)電價(jià)政策的通知》，進(jìn)一步推動(dòng)輸配電價(jià)改革、拉大峰谷價(jià)差。另外，湖北等地推出《關(guān)于做好工商業(yè)分時(shí)電價(jià)機制有關(guān)工作的通知（征求意見(jiàn)稿）》，調整工商業(yè)電價(jià)至“午時(shí)谷電”模式倒逼用戶(hù)側光伏配儲。而且，近年來(lái)新能源消納問(wèn)題加劇，系統調節成本必然上升，故我們預計峰谷價(jià)差仍有擴大空間，且從長(cháng)期來(lái)看，“午時(shí)谷電”的落實(shí)有助于進(jìn)一步接軌現貨市場(chǎng)，符合能源主管部門(mén)訴求，預計其他省份或將參照湖北模式推進(jìn)“午時(shí)谷電”，屆時(shí)，在分布式光伏收益減少的背景下用戶(hù)側存量光伏配儲的需求將得以進(jìn)一步釋放。

本次山東出臺的文件明確向用戶(hù)側傳導的大方向及詳細執行范圍或將成為全國大范圍落實(shí)的積極信號，從短期來(lái)看峰谷價(jià)差拉大將進(jìn)一步提升工商業(yè)儲能收益率，長(cháng)期來(lái)看電力系統有望通過(guò)向用戶(hù)側傳導系統調節成本，理順調節市場(chǎng)商業(yè)邏輯，加速電力市場(chǎng)化進(jìn)程。

截至今年三季度末，中國新型儲能累計裝機規模達25.3 GW/53.4 GWh，同比增長(cháng)超過(guò)260%；新增裝機12.3 GW/25.5 GWh，同比增長(cháng)超過(guò)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(fēng)光能源高速裝機的背景下我國電力消納問(wèn)題日益加劇，而消納的核心矛盾在電價(jià)市場(chǎng)化——合理地向用戶(hù)側傳導電價(jià)，故電價(jià)正是本輪電改的抓手。且從地方視角看，儲能帶來(lái)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(jià)差有較強的驅動(dòng)力。

據第三方平臺數據統計，2023年12月平均峰谷價(jià)差較2022年提升17%，其中，同期超70%省份較2022年峰谷價(jià)差提升，提升幅度超20%的省份近半。同時(shí)，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(guò)15%，其他省份收益率普遍超過(guò)10%，預計高收益率將刺激工商業(yè)儲能在國內更多的省份加速涌現。