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“雙碳”戰(zhàn)略提出后，我國電力行業(yè)也進(jìn)入到了新的發(fā)展階段。近年來，新一輪電改逐步推進(jìn)，著力從市場化角度理順電價(jià)機(jī)制，解決新能源大規(guī)模接入、社會用電負(fù)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(shè)。電力市場化進(jìn)程加速，也進(jìn)一步明確了工商儲的經(jīng)濟(jì)空間。

當(dāng)前現(xiàn)狀：初步電價(jià)市場化，確定工商業(yè)用戶直接參與市場交易

2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》、《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》。要求燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場，擴(kuò)大上網(wǎng)電價(jià)浮動范圍，將燃煤發(fā)電市場交易價(jià)格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴(kuò)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(jià)不受上浮20%限制)，電力現(xiàn)貨價(jià)格不受上述幅度限制，在平穩(wěn)電價(jià)的同時(shí)，進(jìn)一步釋放市場化電價(jià)“能漲能跌”的引導(dǎo)能力。

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

兩項(xiàng)政策初步放開市場化電價(jià)，電價(jià)波動更頻繁，電價(jià)基本反應(yīng)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(jià)差拉大，工商儲的套利空間更加明確

分時(shí)電價(jià)實(shí)施的初衷是引導(dǎo)用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進(jìn)新能源消納。目前各地峰谷價(jià)差拉大已經(jīng)成為趨勢，已有24個省份實(shí)施尖峰電價(jià)，絕大多數(shù)省份日內(nèi)出現(xiàn)兩次高峰/尖峰。

峰谷電價(jià)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(shí)充電，峰時(shí)放電，節(jié)省電費(fèi)。峰谷價(jià)差不斷拉大，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性愈加明顯。

部分省日內(nèi)電價(jià)施行兩峰兩谷，用戶側(cè)儲能可以在日內(nèi)實(shí)現(xiàn)兩充兩放，套利空間進(jìn)一步擴(kuò)大。2023年7月執(zhí)行的分時(shí)電價(jià)，24個區(qū)域峰谷價(jià)差超過0.7元/kWh，其中，峰谷價(jià)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(nèi)“兩充兩放”策略計(jì)算，浙江省/廣東珠三角五市日內(nèi)度電累計(jì)價(jià)差可以達(dá)到1.8742、1.8292元。

對于大工業(yè)用戶，裝配儲能可以節(jié)省兩部分電費(fèi)。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(jià)(容量電價(jià)+電量電價(jià))，分布式光儲結(jié)合可以實(shí)現(xiàn)兩部分電費(fèi)雙降。

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

截止2023年7月，9省(區(qū)域)將正午時(shí)段劃分為谷時(shí)，執(zhí)行谷段電價(jià)。正午時(shí)段工商業(yè)電價(jià)下降，削弱了工商業(yè)用戶僅裝配分布式光伏的經(jīng)濟(jì)性，進(jìn)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(dāng)光伏發(fā)電量超出負(fù)荷消耗能力時(shí)，多余電量以較低價(jià)格送入電網(wǎng)，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(shí)段向電網(wǎng)低價(jià)購電，將光伏電量優(yōu)先向儲能系統(tǒng)充電，峰時(shí)再由儲能向負(fù)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(jià)改革，推動用戶側(cè)能源管理、調(diào)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(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，在嚴(yán)格成本監(jiān)審基礎(chǔ)上核定第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)，進(jìn)一步深化輸配電價(jià)改革。

輸配電價(jià)結(jié)構(gòu)更加合理后，促進(jìn)電力市場交易，推動配電網(wǎng)、微電網(wǎng)等發(fā)展，綜合能源服務(wù)、虛擬電廠等需求同步提升。輸配電價(jià)改革的本質(zhì)是電力市場化，引導(dǎo)電價(jià)機(jī)制合理化。

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

需求側(cè)響應(yīng)征求意見，多項(xiàng)政策加強(qiáng)經(jīng)濟(jì)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(cè)管理辦法(征求意見稿)》《電力負(fù)荷管理辦法(征求意見稿)》意見的公告，再次強(qiáng)調(diào)用電側(cè)參與電力市場。提出，全面推進(jìn)需求側(cè)資源參與電力市場常態(tài)化運(yùn)行，支持符合要求的需求響應(yīng)主體參與容量市場交易或納入容量補(bǔ)償范圍。支持可調(diào)節(jié)負(fù)荷、新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調(diào)負(fù)荷等需求側(cè)資源，以負(fù)荷聚合商或虛擬電廠等形式參與需求響應(yīng)。支持地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)、微電網(wǎng)開展需求響應(yīng)。

根據(jù)“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，支持具備條件的地區(qū)，通過實(shí)施尖峰電價(jià)等手段提高經(jīng)濟(jì)激勵水平。鼓勵需求響應(yīng)主體參與響應(yīng)電能量市場、輔助服務(wù)市場、容量市場等，按市場規(guī)則獲取經(jīng)濟(jì)收益。近年來，多個省市發(fā)布電力需求側(cè)響應(yīng)補(bǔ)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(cè)儲能的經(jīng)濟(jì)。

總結(jié)：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(zhuǎn)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(chǎn)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(jià)波動更頻繁；各地峰谷價(jià)差拉大，甚至實(shí)行尖峰電價(jià)，工商業(yè)用戶若不裝配儲能，則只能作為電價(jià)波動的被動承受者。

未來，隨著需求側(cè)響應(yīng)政策的普及，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步提升；電力現(xiàn)貨市場制度逐漸完善，虛擬電廠建設(shè)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。

原標(biāo)題：電力市場化背景下工商儲能的必要性