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“雙碳”戰(zhàn)略提出后，我國電力行業(yè)也進入到了新的發(fā)展階段。近年來，新一輪電改逐步推進，著力從市場化角度理順電價機制，解決新能源大規(guī)模接入、社會用電負荷增長帶來的“供需雙向不穩(wěn)”問題，助力新型電力系統(tǒng)的建設。電力市場化進程加速，也進一步明確了工商儲的經濟空間。

當前現狀：初步電價市場化，確定工商業(yè)用戶直接參與市場交易

【資料圖】

2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》、《關于組織開展電網企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》。要求燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，擴大上網電價浮動范圍，將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%(高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制)，電力現貨價格不受上述幅度限制，在平穩(wěn)電價的同時，進一步釋放市場化電價“能漲能跌”的引導能力。

圖：開展電力市場化交易前售電市場運作方式

圖：開展電力市場化交易后售電市場運作方式

推動工商業(yè)用戶都進入市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售價。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業(yè)代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。

兩項政策初步放開市場化電價，電價波動更頻繁，電價基本反應供需，是真正意義上電力市場化的開始，初步確定工商業(yè)全部參與電力交易。

峰谷價差拉大，工商儲的套利空間更加明確

分時電價實施的初衷是引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納。目前各地峰谷價差拉大已經成為趨勢，已有24個省份實施尖峰電價，絕大多數省份日內出現兩次高峰/尖峰。

峰谷電價差給出了工商業(yè)儲能的套利空間：工商業(yè)用戶裝配儲能，可以在谷時充電，峰時放電，節(jié)省電費。峰谷價差不斷拉大，工商業(yè)儲能的經濟性愈加明顯。

部分省日內電價施行兩峰兩谷，用戶側儲能可以在日內實現兩充兩放，套利空間進一步擴大。2023年7月執(zhí)行的分時電價，24個區(qū)域峰谷價差超過0.7元/kWh，其中，峰谷價差超過1元/kWh的區(qū)域有8個，分別是廣東(珠三角五市)、廣東(江門市)、廣東(惠州)、湖南、廣東(東西兩翼地區(qū))、海南、重慶、上海。若按照日內“兩充兩放”策略計算，浙江省/廣東珠三角五市日內度電累計價差可以達到1.8742、1.8292元。

圖：廣東珠三角五市23年7月峰谷時段及電價

對于大工業(yè)用戶，裝配儲能可以節(jié)省兩部分電費。目前我國針對變壓器容量在315 kVA及以上的大工業(yè)用電施行兩步制電價(容量電價+電量電價)，分布式光儲結合可以實現兩部分電費雙降。

一是電量電費：光伏自發(fā)自用+儲能峰谷套利；二是容量電費：儲能系統(tǒng)在負載用電峰值時代替變壓器容量，以降低總體容量需求，降低容量費用。

截止2023年7月，9省(區(qū)域)將正午時段劃分為谷時，執(zhí)行谷段電價。正午時段工商業(yè)電價下降，削弱了工商業(yè)用戶僅裝配分布式光伏的經濟性，進一步催生配儲需求。

對于未加裝儲能系統(tǒng)的分布式光伏而言，當光伏發(fā)電量超出負荷消耗能力時，多余電量以較低價格送入電網，分布式光伏的收益率受到較大影響。投資方主動配儲后，用戶可以在正午低谷時段向電網低價購電，將光伏電量優(yōu)先向儲能系統(tǒng)充電，峰時再由儲能向負荷供電，有效提升光伏自發(fā)自用率，最大化降低用電成本。

輸配電價改革，推動用戶側能源管理、調節(jié)資源等發(fā)展

2023年5月9日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，在嚴格成本監(jiān)審基礎上核定第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價，進一步深化輸配電價改革。

輸配電價結構更加合理后，促進電力市場交易，推動配電網、微電網等發(fā)展，綜合能源服務、虛擬電廠等需求同步提升。輸配電價改革的本質是電力市場化，引導電價機制合理化。

理清了源側和網側的收益，旨在解決電價機制長期存在的“輸配不分”的問題；而反映到用電側，將輸配電價、線損單列，用戶更直觀感受到電網的運輸成本，倒逼用戶進行需量管理，促進用戶側/臺區(qū)綜合能源管理、虛擬電廠等調度性資源的發(fā)展。

需求側響應征求意見，多項政策加強經濟性增量

2023年5月19日，國家發(fā)改委發(fā)布公開征求《電力需求側管理辦法(征求意見稿)》《電力負荷管理辦法(征求意見稿)》意見的公告，再次強調用電側參與電力市場。提出，全面推進需求側資源參與電力市場常態(tài)化運行，支持符合要求的需求響應主體參與容量市場交易或納入容量補償范圍。支持可調節(jié)負荷、新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調負荷等需求側資源，以負荷聚合商或虛擬電廠等形式參與需求響應。支持地方電網、增量配電網、微電網開展需求響應。

根據“誰受益、誰承擔”的原則，支持具備條件的地區(qū)，通過實施尖峰電價等手段提高經濟激勵水平。鼓勵需求響應主體參與響應電能量市場、輔助服務市場、容量市場等，按市場規(guī)則獲取經濟收益。近年來，多個省市發(fā)布電力需求側響應補償政策，不斷推動工商業(yè)用戶參與電力市場，刺激能源管理意愿，提升用戶側儲能的經濟。

圖：工商業(yè)儲能的系統(tǒng)拓撲圖

總結：工商業(yè)儲能的必要性

電力市場化背景下，工商業(yè)用戶裝配儲能的意愿發(fā)生轉變。起初，工商業(yè)儲能多用于提升光伏自發(fā)自用率，或作為安全生產要求較高、工廠斷電損失大的企業(yè)的備用電源使用。

在電力市場化背景下，要求工商業(yè)用戶直接參與電力交易，電價波動更頻繁；各地峰谷價差拉大，甚至實行尖峰電價，工商業(yè)用戶若不裝配儲能，則只能作為電價波動的被動承受者。

未來，隨著需求側響應政策的普及，工商業(yè)儲能的經濟性進一步提升；電力現貨市場制度逐漸完善，虛擬電廠建設完善，工商業(yè)用戶參與電力市場，必須具有電力吞吐的能力，儲能逐漸成為必選。