目前全国多数省份峰谷电价差较小，此次文件的出台，有望在全国更广范围内显著拉大峰谷电价差，提升储能系统的经济性，工商业用户使用储能系统调节峰谷用电负荷来降低综合用电成本的意愿有望进一步增强，从而加快全国用户侧储能市场的发展步伐。
| 省市 |
2021年现状 |
分时电价机制完善后情况 |
||||||
| 高峰 |
低谷 |
峰谷价差 |
峰谷价差比例 |
高峰 |
低谷 |
峰谷价差 |
峰谷价差比例 |
|
| 浙江 |
0.8373 |
0.3343 |
0.503 |
2.50 |
0.9373 |
0.2343 |
0.7030 |
4 |
| 江苏 |
1.0307 |
0.2821 |
0.7486 |
3.65 |
1.0502 |
0.2626 |
0.7877 |
4 |
| 上海 |
0.891 |
0.208 |
0.683 |
4.28 |
0.8910 |
0.2080 |
0.6830 |
4.28 |
| 安徽 |
0.9785 |
0.3854 |
0.5931 |
2.54 |
1.0911 |
0.2728 |
0.8183 |
4 |
| 山东 |
0.8888 |
0.3157 |
0.5731 |
2.82 |
0.9636 |
0.2409 |
0.7227 |
4 |
| 广东 |
1.0271 |
0.3113 |
0.7158 |
3.30 |
1.0707 |
0.2677 |
0.8030 |
4 |
| 北京城区 |
1.256 |
0.2699 |
0.9861 |
4.65 |
1.2560 |
0.2699 |
0.9861 |
4.65 |
| 北京郊区 |
1.2118 |
0.2257 |
0.9861 |
5.37 |
1.2118 |
0.2257 |
0.9861 |
5.37 |
| 河北 |
0.716 |
0.3206 |
0.3954 |
2.23 |
0.7775 |
0.2592 |
0.5183 |
3 |
| 天津 |
0.8822 |
0.3402 |
0.542 |
2.59 |
0.9168 |
0.3056 |
0.6112 |
3 |
| 黑龙江 |
1.0719 |
0.3979 |
0.674 |
2.69 |
1.1024 |
0.3675 |
0.7349 |
3 |
| 吉林 |
0.9937 |
0.3812 |
0.6125 |
2.61 |
1.0312 |
0.3437 |
0.6875 |
3 |
| 河南 |
0.8599 |
0.2935 |
0.5664 |
2.93 |
0.8651 |
0.2884 |
0.5767 |
3 |
| 四川 |
1.0879 |
0.3947 |
0.6932 |
2.76 |
1.1120 |
0.3707 |
0.7413 |
3 |
| 海南 |
1.0158 |
0.3265 |
0.6893 |
3.11 |
1.0158 |
0.3265 |
0.6893 |
3.11 |
| 内蒙古 |
0.8993 |
0.3247 |
0.5746 |
2.77 |
0.9180 |
0.3060 |
0.6120 |
3 |
| 甘肃 |
0.865 |
0.3036 |
0.5614 |
2.85 |
0.8765 |
0.2922 |
0.5843 |
3 |
| 陕西 |
0.8524 |
0.315 |
0.5374 |
2.71 |
0.8756 |
0.2919 |
0.5837 |
3 |
| 云南 |
0.7022 |
0.2341 |
0.4681 |
3.00 |
0.7022 |
0.2341 |
0.4681 |
3 |
| 山西 |
0.7142 |
0.2929 |
0.4213 |
2.44 |
0.7553 |
0.2518 |
0.5036 |
3 |
| 青海 |
0.6198 |
0.221 |
0.3988 |
2.80 |
0.6306 |
0.2102 |
0.4204 |
3 |
| 宁夏 |
0.5233 |
0.2365 |
0.2868 |
2.21 |
0.5699 |
0.1900 |
0.3799 |
3 |
| 西藏 |
0.695 |
0.635 |
0.06 |
1.09 |
0.9975 |
0.3325 |
0.6650 |
3 |
| 主要用途 |
具体说明 |
| 电力自发自用 |
对于安装光伏的家庭和工商业用户，考虑到光伏在白天发电，而用户一般在夜间负荷较高，通过配臵储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。 |
| 峰谷价差套利 |
在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。 |
| 容量费用管理 |
工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。 |
| 提升供电可靠性 |
发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性。 |
数据显示，2019年，我国电化学储能累计装机量为1708.6MW，2020年，我国电化学储能累计装机量为3269.2MW，预计2021年我国电化学储能累计装机量将达5100MW，其中新增电化学储能装机量为1830.8MW。
2021年，我国储能系统投资成本将由2020年的2元/WH下降至1.9元/WH，4小时放电情况下当年电化学储能投资规模将由2020年的124.8亿元提升至139.1亿元，当年用户侧电化学储能投资规模将由2020年的58.0亿元提升至64.7亿元。
| 年份 |
电化学储能累计装机量(MW) |
同比增速 |
当年新增电化学储能装机量(MW) |
储能系统投资成本(元/WH) |
4
小时放电情况下当年电化学储能投资规模(亿元) |
当年用户侧电化学储能投资规模(亿元) |
| 2019年 |
1709.6 |
61% |
649.0 |
2.00 |
51.9 |
24.1 |
| 2020年 |
3269.2 |
91% |
1559.6 |
2.00 |
124.8 |
58.0 |
| 2021E |
5100.00 |
56% |
1830.8 |
1.90 |
139.1 |
64.7 |
| 2022E |
7955.9 |
56% |
2856.0 |
1.80 |
205.6 |
95.6 |
| 2023E |
12411.2 |
56% |
4455.3 |
1.70 |
303.0 |
140.9 |
| 2024E |
19361.5 |
56% |
6950.3 |
1.60 |
444.8 |
206.8 |
| 2025E |
30204 |
56% |
10842.5 |
1.50 |
650.5 |
302.5 |
| 未来5年 CAGR |
56% |
- |
47% |
- |
39% |
39% |
行业分析报告是决策者了解行业信息、掌握行业现状、判断行业趋势的重要参考依据。随着国内外经济形势调整，未来我国各行业的发展都将进入新阶段，决策和判断也需要更加谨慎。在信息时代中谁掌握更多的行业信息，谁将在未来竞争和发展中处于更有利的位置。
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