中國儲能網訊：
01.政策發(fā)布
1月1日，內蒙古發(fā)改委發(fā)布文件——《關于完善蒙東電網工商業(yè)分時電價政策的通知（試行）》。1月3日，湖北發(fā)改委就《關于做好工商業(yè)分時電價機制有關工作的通知》公開征求意見。
湖北方面，浮動比例沒有改變，時段劃分則出現重大改變。具體時段調整如圖所示：
與之前政策相比，全年尖峰，高峰，平時與低谷執(zhí)行小時數沒有變化，但日間執(zhí)行的高峰時段改為夜間執(zhí)行，原本高峰時段執(zhí)行時間則改為平時段或低谷時段。
蒙東方面，政策執(zhí)行后，峰段在平段價格的基礎上上浮68%，谷段在平段價格的基礎上下浮52%?，F階段浮動比例為峰段在平段價格的基礎上上浮50%，谷段在平段價格的基礎上下浮50%。政策執(zhí)行后峰谷價差將擴大，時段劃分方面也出現重大改變。具體時段調整如圖所示：
與之前政策相比，日間高峰時段執(zhí)行時間減少，夜間高峰時段執(zhí)行時間增加，低谷時段部分調整為日間執(zhí)行，新增深谷時段，浮動比例在谷段價格基礎上下浮20%，峰谷價差進一步增加。
02.背后原因
湖北與蒙東的新政策有一個共同點，就是減少了日間高峰時段的執(zhí)行時間，并調整到夜間執(zhí)行，取而代之的是平時段或低谷時段。EESA分析分時調整原因與兩地區(qū)光伏并網量激增有關。
據國家能源局數據顯示，湖北2023年前三季度光伏新增并網容量883.4萬千瓦，同比增長389%，內蒙古2023年前三季度光伏新增并網容量258.0萬千瓦，同比增長526%。光伏發(fā)電設備并網容量的激增，大幅度減緩了兩地區(qū)日間電網的供需緊張度，高峰時段的執(zhí)行時間也因此從日間調整為夜間，取而代之的是低谷或平時段。
03.經濟性分析
假設儲能系統(tǒng)容量為1000度，系統(tǒng)單價為1500元/度，系統(tǒng)綜合效率92%，放電深度90%，年衰減率3%，年維護費用3000元，年利用天數為270天，測算周期為10年。儲能系統(tǒng)充放電倍率為0.5C，每次充電或放電時長為兩小時，測算電價以福建省2023年2月至2024年1月單一制不滿1千伏電價為例。
在新政策執(zhí)行之后，蒙東地區(qū)可實施兩次兩放策略，第一次循環(huán)：低谷時段充電，高峰時段放電放電；第二次循環(huán)：低谷時段充電，高峰時段放電。每年6月至8月，第二次循環(huán)：低谷時段充電，高峰時段放電。
若湖北新政策執(zhí)行，企業(yè)必須在日間平時段放電一次才能滿足兩充兩放策略條件，第一次循環(huán)：低谷時段充電，平時段放電放電；第二次循環(huán)：低谷時段充電，尖峰時段放電。
具體放電策略如下：
據EESA統(tǒng)計，根據假設前提，代入蒙東與湖北兩地2023年2月至2024年1月單一制不滿1千伏電價，若新政策執(zhí)行，蒙東與湖北的投資性將出現如下變化：
蒙東：未來一年收益為296511.66元，較現階段收益增加85217.44元，10年IRR（業(yè)主全額自投）8.53%，較現階段增加7.44%，動態(tài)回收周期8年，較現階段提前6年。
湖北：未來一年收益為300873.53元，較現階段收益增加14106.58元，10年IRR（業(yè)主全額自投）8.88%，較現階段增加1.15%，動態(tài)回收周期8年，較現階段提前1年。
04.結論
隨著光伏設備并網量的激增，日間的電網供需壓力大幅降低，湖北和蒙東的高峰時段逐漸從日間調整到夜間，這也可能將是未來分時電價政策調整的主要趨勢。
這樣的調整趨勢對部分省市的工商業(yè)儲投資性有利，讓蒙東有機會新晉“工商業(yè)儲能大省”行列，也讓湖北投資經濟性增強，另一方面，這次調整也使湖北的充放電策略中出現了平時段放電的情況，這樣的充放電策略并非對所有省市產生利好。
