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2021年07月30日发布

事件

7月29日，国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（以下简称《通知》）。《通知》从总体要求、优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障四方面，提出进一步完善我国分时电价机制的总体思路和具体措施。对广受社会关注的峰谷时段划分、峰谷价差空间、分时电价与电力市场化交易衔接等问题，提出相应政策措施。

评论：

新型电力系统加剧峰谷差，分时电价深挖需求侧响应削峰填谷。“碳达峰、碳中和”目标确立以后，以新能源为主体的新型电力系统峰谷差不断扩大，一方面需求侧由于电气化程度加深负荷特性更加复杂，另一方面发电侧由于风光等间歇性电源比重增加加大系统调峰需求。在此背景下，完善分时电价机制是持续推进深化电价改革、对价格信号及时、准确反映电力供需关系、优化资源配置的必要政策手段。

充分考虑可再生能源特性，峰谷时段根据净负荷曲线调整。2020年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量31663亿千瓦时，占全社会用电量比重为32.9%；南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个电力现货市场试点不间断运行化不补充分的情况下，政策通过分季节按照负荷/净负荷曲线（高比例可再生地区）设置峰谷时段和价差电价可推动价格更有效地反映电力供需关系，利用价差引导电力用户错峰用电，实现电力系统负荷削峰填谷。

高峰、尖峰价差力度扩大，激励用户电力响应同时推动调峰投资合理化。通知明确上年或当年预计最大系统峰谷率超过40%的地方，价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1；通知同时要求尖峰时段根据前两年当地最高负荷的95%及以上用电负荷时段确定，较峰段电价再上浮不低于20%；首次提出利用深谷电价机制应对阶段性供大于求矛盾突出的难题，与新能源发电波动性特征相适应。由于峰谷价差主要影响部门为工商业用户等可间断用户，我们按照一般工商业电价0.65元/千瓦时测算，峰谷价差由3:1提升至4:1后，平均价差由原来的0.65元/千瓦时提高至0.78元/千瓦时，95%尖峰时段价差更提高至1元/千瓦时，价差扩大在引导用户错峰用电同时，更有利于提高用户侧储能投资经济性，推动约占全国用电量1/4至1/3的广东、江苏、浙江、北京、上海等地区用户侧储能投资。

用电侧分时价差推动发电侧时段电价发展，引导市场电进一步利用价格调峰。当前，电力市场主体在签订中长期合要求按照负荷曲线签订，但并未按照负荷曲线签订时段价格。用户侧分时电价将进一步推动发电侧降低中长期协议比例，扩大电力现货市场规模，进一步发挥价格信号作用，引导发电企业通过市场获得合理经济回报，提升企业经济效益。

投资建议

分时价差扩大提升用户侧储能经济效益，推荐宁德时代、欣旺达、亿纬锂能；建议关注受益于中长期电力市场化改革推动经济效益合理回归的华润电力、龙源电力。

风险提示

政策落地不及预期的风险；各省执行方式不同，存在分歧的风险；企业响应不及预期的风险