中國儲能網(wǎng)訊：2023年4月各地電網(wǎng)代理購電價格已經(jīng)出爐，4月整體情況與3月相當(dāng)。
以35千伏工商業(yè)兩部制電價作為分析對象，儲能與電力市場發(fā)現(xiàn)：
4月峰谷價差超過0.7元/kWh的區(qū)域數(shù)量為17個，與3月份持平；
浙江以0.94元的峰谷價差繼續(xù)位居首位，仍是全國用戶側(cè)項目投資最值得關(guān)注的區(qū)域；
超過六成的地區(qū)，4月峰谷價差同比增長，峰谷價差呈擴大趨勢。江西4月峰谷價差同比增長70.54%；
在儲能可實現(xiàn)全天兩次充放電操作的區(qū)域，兩次充放電電價差之和超過1.2元/kWh的區(qū)域為10個（取最近12個月平均值，2022年5月至2023年4月），浙江全天兩次尖峰低谷循環(huán)總價差1.90元/kWh，遠超第二名上海的1.40元/kWh的水平；
以1.7元/Wh的造價測算，8個區(qū)域全投資收益率超過6%，浙江全投資收益率為16.10%，
4月峰谷價差情況和趨勢分析
17個區(qū)域峰谷價差超過0.7元/kWh，跟3月份持平。分別是浙江、山東、廣東（珠三角五市）、廣東（江門市）、海南、河南、廣東（惠州）、上海、江蘇、湖北、湖南、安徽 、廣東（東西兩翼地區(qū)）、重慶、四川、遼寧、廣東（粵北山區(qū)）。
其中，浙江、山東繼續(xù)保持峰谷價差前兩位；整體峰谷價差情況跟3月持平。
超過六成的地區(qū)，4月峰谷價差同比增長，峰谷價差呈擴大趨勢。
江西、河北南峰谷價差同比增長超過50%。江西同比增幅最大為70.54%；
廣西4月峰谷價差同比增長19.91%，相比較3月的峰谷價差同比增長2.38%，增幅明顯。
用戶側(cè)項目投資分析
為了更準(zhǔn)確地估算用戶側(cè)項目投資收益情況，儲能與電力市場選取最近12個月平均2次循環(huán)充放電價差超過1.2元/kWh的重點區(qū)域進行用戶側(cè)項目投資分析。
循環(huán)充放電價差采用（等效放電電價－等效充電電價）進行計算。其中：
等效充電電價=實際充電電價×充電時長的加權(quán)平均值
等效放電電價=實際放電電價×放電時長的加權(quán)平均值
可參考文章：用戶側(cè)儲能項目投資該去哪兒？分時電價年度解析
經(jīng)過以上處理，10個區(qū)域2次循環(huán)充放電價差之和超過1.2元（取最近12個月平均值）的區(qū)域有：浙江、上海、廣東（江門市）、廣東（珠三角五市）、海南、湖南、廣東（惠州）、江蘇、安徽、重慶。
注：峰谷時段不具備全天完成兩次循環(huán)充放電的區(qū)域，如山東，不在分析范圍。
項目投資測算基于以下邊界條件：
系統(tǒng)造價1.7元/Wh；
充放電循環(huán)效率85%，全天進行兩次充放電循環(huán)，并且按年考慮一定比例的容量衰減；
收益分成比例90%；
財務(wù)方面：考慮貸款以及所得稅等影響。
儲能與電力市場測算得到：8個區(qū)域全投資收益率超過6%，其中浙江全投資收益率以16.10%，領(lǐng)跑所有區(qū)域。
未來用戶側(cè)儲能項目進一步發(fā)展，除峰谷價差繼續(xù)拉大外，系統(tǒng)成本的下降是用戶側(cè)儲能項目能否廣泛開展的關(guān)鍵。伴隨碳酸鋰價格價格不斷下降，3月的儲能系統(tǒng)招投標(biāo)價格屢創(chuàng)新低，系統(tǒng)成本下降趨勢顯現(xiàn)，利好用戶側(cè)儲能項目的開展。
