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2021年07月30日发布

事件

今日发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，出发点明确指向“服务以新能源为主体的新型电力系统建设”，具体要求包括：

1.峰谷负荷差距超过40%的地区，峰谷电价差原则上不低于4:1（当前为3:1左右）；

2.系统最高负荷95%以上时段建立尖峰电价，较峰时电价上浮不低于20%，挖掘“需求侧调节能力”；

3.健全季节性电价机制（长周期电价调整）；

4.强化分时电价执行机制，包括明确鼓励工商业用户配置储能等。

评论

1.最核心的是理清基于双碳目标的政策逻辑路径，我们认为以下每一个箭头都是“必要条件”。双碳目标→“以新能源为主体的新型电力系统”（风光电高比例渗透）→大规模配置储能（电源&电网&用户侧，短时&长时）+大容量跨区输电（特高压）→储能盈利模式理顺并具备投资吸引力→电价机制调整（电源侧&用户侧）。本次政策针对的就是“用户侧电价机制的调整”。

2.综合考虑用户侧负荷特性和电源侧新能源比例提升，是本次《通知》的一大亮点。在划分峰谷时段的原则中，要求除了考虑用电负荷特征之外，还要求充分考虑“新能源装机占比、系统调节能力”等因素，即已经将新能源发电渗透率提升所额外增加的电力供需的时间错配问题，加入了用户侧电价机制调整的考虑中。

3.用户侧峰谷价差扩大+建立尖峰电价，对工业、商业、居民用户行为决策的影响效果不同。对于用电安排具有调节空间的用户（如大部分工业用户），会通过排产的调整去追求用电成本及其他成本（如员工倒班补贴）的最优化方案（即需求侧响应）；而调节空间较小或没有的用户（如大部分商业用户），则会提高其配置储能的积极性；居民用户的大额用电行为（如洗衣烘干、电动车充电），其实也具备一定调节空间。

4.本次政策出台对需求侧响应策略影响较大，但更重要的是标志着电力市场化改革成功向深水区迈进。任何涉及电价的调整，都是电改的深水区，这也是过去几年电改推进缓慢的痛点之一，在最高层双碳定调的大背景下，本次针对用户侧峰谷电价差的调整，我们认为是一个极具标志性的事件，未来电源侧的市场化电价改革也是大概率事件，本质目标都是“还原电力商品化属性”，让电价的形成回归供需关系决定的本质，而对储能投资的激励效果、及对新能源发电渗透率提升带来的帮助，也将逐步加强。

5.关于储能的远期市场空间，目前很难准确测算，但至少达到风光装机规模同一数量级。上周两部委储能《指导意见》中提到2025年装机规模达到30GW以上，我们认为这是一个未来上调空间较大的底线数字。而关于中远期储能市场容量的测算，客观讲复杂度极高且变量极多，目前大部分资本市场的测算方式结果置信度可能都不会太高，但我们基本可以确定的是：在孤立电力系统中，风光波动电源达到高比例渗透（比如电量占比30%以上）所需要配置的储能容量（GWh数）和双向变流器功率（GW数）大概率和该系统中的波动电源装机规模（GW数）至少是一个数量级的水平，这是一个非常巨大的规模。

投资建议

建议关注，逆变器、储能电池、系统集成相关公司：阳光电源、宁德时代、锦浪科技、固德威、信义储电等。同时，储能商业模式的理顺也将有效提升新能源发电渗透率的提升，利好光伏为代表的整个新能源发电板块；此外，建议关注长周期储能理想技术路径的氢能相关产业链。

风险提示

后续相关政策落地不及预期；储能成本下降不及预期；储能项目安全事故风险。