中信证券：分时电价频出 或利好工商业储能

智通财经APP获悉，中信证券发布研究报告称，2023年以来各省份分时电价相关政策百花齐放，在趋势上呈现：1)拉大峰谷价差;2)“两充两放”地区渗透率快速提高。该行认为，在经济性大幅提高，叠加产业链降本、补贴政策落实等关键因素刺激下，国内工商业储能收益率迎来显著提升，具备区位优势的产业链相关公司将受益。建议重点关注：具备强产品力和业务经验的制造商;具备客户及项目资源优势的开发和运营商;具备能源管理和微网服务能力的细分龙头。

事件：近日，山东、福建分别推出(山东省)《关于进一步优化工商业分时电价政策的通知》及《福建省发展和改革委员会关于完善分时电价政策的通知》，进一步推动输配电价改革、拉大峰谷价差。另外，湖北等地推出《关于做好工商业分时电价机制有关工作的通知(征求意见稿)》，调整工商业电价至“午时谷电”模式倒逼用户侧光伏配储。

中信证券观点如下：

分时电价：通过价格信号实现电力供需再匹配，亦是新型电力系统建设的必需品。

在“大电网”模式下，我国主要采用电网代理购电的方式进行电力能源调配，但行政性质的调配难以满足用户侧日益复杂多元的需求，故价格信号成为电力供需再匹配的有效工具。1985年至今，峰谷分时电价经历了试行及推广期、深化期、全面推行期，在保障输配电能力、降低供电成本、提高电力资源的利用效率等方面发挥了重要作用。随着风光新能源接入及用户侧居民用电及第三产业用电比例提升，电力系统消纳问题加剧。故2021年7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确分时电价机制执行范围、建立动态调整机制、加强与电力市场的衔接等六方面对现行分时电价作进一步完善。

驱动因素：分时电价推进的背后是进一步向用户侧传导系统调节成本的诉求，地方出于储能产业及经济贡献视角亦有意拉大峰谷价差。

山东省《关于进一步优化工商业分时电价政策的通知》要求扩大分时电价政策执行范围，明确将系统运行费用(包括煤电容量电价分摊标准、抽水蓄能容量电费分摊标准等)纳入分时电价政策执行范围。在近年来风光能源高速装机的背景下我国电力消纳问题日益加剧，而消纳的核心矛盾在电价市场化——合理地向用户侧传导电价，故电价正是本轮电改的抓手。且从地方视角看，储能带来的产业及经济贡献也与其利益契合，故地方对拉大峰谷价差有较强的驱动力。该行认为，本次山东出台的文件明确向用户侧传导的大方向及详细执行范围或将成为全国大范围落实的积极信号，从短期来看峰谷价差拉大将进一步提升工商业储能收益率，长期来看电力系统有望通过向用户侧传导系统调节成本，理顺调节市场商业逻辑，加速电力市场化进程。

发展趋势：峰谷价差有望进一步扩大，“午时谷电”模式或将推广至更多地区，推动存量用户侧光伏配储需求释放。

湖北发改委在《关于做好工商业分时电价机制有关工作的通知(征求意见稿 )》主要针对分时时段进行调整，将10:00-15:00调整为谷段时段(后调整为11:00-13:00)。考虑到正午是光伏发电量最大时段，“午时谷电”将直接降低光伏发电收益。目前，除了湖北外，落实该模式的主要是山东、浙江、甘肃等分布式光伏装机量大或风光大基地所在的地区。考虑到近年来新能源消纳问题加剧，系统调节成本必然上升，故该行预计峰谷价差仍有扩大空间，且从长期来看，“午时谷电”的落实有助于进一步接轨现货市场，符合能源主管部门诉求，故该行预计其他省份或将参照湖北模式推进“午时谷电”，届时，在分布式光伏收益减少的背景下用户侧存量光伏配储的需求将得以进一步释放。

直接影响：峰谷价差扩大叠加“两充两放”渗透率提高，工商业储能收益率持续抬升。

《福建省发展和改革委员会关于完善分时电价政策的通知》进一步拉大福建峰谷价差，提升峰时段上浮比例至58%，将谷时段下浮比例进一步降至63%，并将尖峰时段上浮比例提升至80%。自2023年以来，包括福建、湖南、上海在内的多省份持续拉大峰谷价差，据该行基于北极星电力网数据统计，2023年12月平均峰谷价差较2022年提升17%，其中，同期超70%省份较2022年峰谷价差提升，提升幅度超20%的省份近半。同时，目前近9成省份工商业储能可获得“两充两放”收益。该行测算，“两充两放”下浙江大工业储能项目IRR超过15%，其他省份收益率普遍超过10%，该行预计高收益率将刺激工商业储能在国内更多的省份加速涌现。

投资策略：

在补贴政策逐步落地、峰谷电价差持续拉大和供应链产品成本大幅下降的推动下，国内用户侧储能正在以经济性为主要驱动力，进入到从0到1的爆发阶段。该行认为主流储能厂商大多具备较强产品及系统制造能力，优势沉淀助力下有望快速挖掘用户侧储能放量机遇;同时，拥有用户侧客户和渠道资源的厂商同样具备较强爆发力。综上，该行建议重点关注：具备强产品力和业务经验的制造商;具备客户及项目资源优势的开发和运营商;具备能源管理和微网服务能力的细分龙头。

风险因素：新型电力系统建设推进不及预期;产业链价格大幅波动;能源数字化平台推广不及预期;电力市场改革不及预期;相关行业补贴提前退出。