碳酸鋰價格出現(xiàn)止跌信號儲能裝機或開啟上行通道

核心要點1證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明原材料價格：碳酸鋰價格拐點已現(xiàn)，硅料價格持續(xù)回落。1）碳酸鋰：年初以來價格大幅回落，目前拐點出現(xiàn)。23年5月以來，碳酸鋰價格出現(xiàn)反轉(zhuǎn)，5月均價（5月1日-5月25日）為25.1萬元/噸，相較于4月均價上浮22%。最新23年5月25日的電池級碳酸鋰均價為29.35萬元/噸，報價呈現(xiàn)回升趨勢。2）硅料：價格持續(xù)下跌。根據(jù)PVInfolink，硅料23年4月均價為192元/kg，環(huán)比下降13%，5月均價（5月1日-5月25日）為144元/kg，環(huán)比下降25%。碳酸鋰價格敏感性分析：根據(jù)我們測算，在其余環(huán)節(jié)價值量不變的前提下，碳酸鋰價格每下降5萬元/噸，對應(yīng)到儲能EPC成本降幅為0.02元/wh。以碳酸鋰價格從50萬元/噸下降到25萬元/噸為例，對應(yīng)儲能EPC成本下降0.1元/wh，帶來儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性IRR提升4-5%。國內(nèi)儲能23年4月中標(biāo)量&價：根據(jù)儲能與電力設(shè)備公眾號不完全統(tǒng)計，2023年1-4月共統(tǒng)計了74個項目，規(guī)模達(dá)到6.35gw/17.73gwh。其中，單4月中標(biāo)規(guī)模為3.08GW/7.81GWh，呈現(xiàn)上升趨勢。4月平均報價延續(xù)下降趨勢，投標(biāo)價格繼續(xù)創(chuàng)新低。4月情況來看，2小時儲能系統(tǒng)報價區(qū)間為1.020-2.058元/Wh，加權(quán)平均報價1.298元/Wh，環(huán)比下降3.57%。2023年1月至4月，平均報價連續(xù)下降，累計下降11.7%；2小時儲能EPC報價區(qū)間為1.37-2.188元/Wh，加權(quán)平均報價為1.891元/Wh。觀點：1）短期博弈情緒緩解：此前產(chǎn)業(yè)鏈博弈碳酸鋰價格下跌，多數(shù)企業(yè)持觀望態(tài)度，目前碳酸鋰價格已呈現(xiàn)向上反轉(zhuǎn)態(tài)勢，我們預(yù)計后續(xù)待產(chǎn)業(yè)鏈價格企穩(wěn)后，企業(yè)排產(chǎn)環(huán)比將有所改善，下游儲能裝機需求有望起量；2）中長期確定性高：22年以來國內(nèi)外政策文件陸續(xù)出臺，風(fēng)光具備較強反調(diào)峰特性，配儲可降低風(fēng)光大比例接入對電網(wǎng)的沖擊；用戶側(cè)配儲受峰谷電價差拉升、備電需求等影響，經(jīng)濟(jì)性較好，夏季用電高峰下限電焦慮驅(qū)動新需求；3）業(yè)績有支撐：主流儲能公司22年&23Q1業(yè)績表現(xiàn)較為亮眼，證實賽道景氣度高企。投資建議：儲能需求向上，關(guān)注儲能三大場景下的投資機會。場景一：大儲的核心在于商業(yè)模式，重點推薦【南網(wǎng)科技】【金盤科技】等，建議關(guān)注【科華數(shù)據(jù)】；場景二：戶儲的核心在于產(chǎn)品，重點推薦【科士達(dá)】【派能科技】等；場景三：工商業(yè)側(cè)儲能，重點推薦【蘇文電能】【澤宇智能】【金冠電氣】等。風(fēng)險提示：下游需求不及預(yù)期、設(shè)備供給不及預(yù)期、原材料價格上行風(fēng)險等。國內(nèi)大儲：23年4月中標(biāo)延續(xù)高景氣，儲能系統(tǒng)報價呈下降趨勢02上游原材料價格下降影響幾何？01國內(nèi)工商儲：政策端持續(xù)推動，峰谷電價差呈現(xiàn)擴(kuò)大趨勢03投資建議04風(fēng)險提示052證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明影響幾何？3證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明01.

上游原材料價格下降原材料價格：碳酸鋰價格拐點已現(xiàn)，硅料價格持續(xù)回落資料來源：鑫欏鋰電，民生證券研究院資料來源：PV

Infolink，民生證券研究院圖：硅料價格走勢（元/kg）年初以來碳酸鋰價格大幅回落，目前價格拐點出現(xiàn)。根據(jù)鑫欏鋰電報價，23年4月碳酸鋰均價為20.5萬元/噸，相較于此前60萬元/噸的報價下降66%左右，下降幅度明顯。23年5月以來，碳酸鋰價格出現(xiàn)反轉(zhuǎn)，5月均價（5月1日-5月25日）為25.1萬元/噸，相較于4月均價上浮22%。最新23年5月25日的電池級碳酸鋰均價為29.35萬元/噸，報價呈現(xiàn)回升趨勢。硅料價格持續(xù)下跌。根據(jù)PVInfolink，硅料23年4月均價為192元/kg，環(huán)比下降13%，5月均價（5月1日-5月25日）為144元/kg，環(huán)比下降25%。最新23年5月24日的硅料均價為130元/kg，價格持續(xù)下降。011303503002502001501005002021/1/62021/3/62021/5/62021/7/62021/9/62021/11/62022/1/62022/3/62022/5/62022/7/62022/9/62022/11/62023/1/62023/3/62023/5/6致密料（元/kg）29.357060504030201002021/1/82021/3/82021/5/82021/7/82021/9/82021/11/82022/1/82022/3/82022/5/82022/7/82022/9/82022/11/82023/1/82023/3/82023/5/8圖：碳酸鋰價格走勢（萬元/噸）電池級碳酸鋰價格（萬元/噸）4證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明國內(nèi)大型儲能商業(yè)模式目前以共享儲能為主。共享儲能本質(zhì)上是引入第三方投資商，潛在收益來源包括容量租賃費用、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)、容量電價補償。在共享儲能模式下，業(yè)主無需承擔(dān)建設(shè)儲能電站成本，只需每年支付租賃費，有利于減輕一次性投入的資本開支，緩解資金壓力；第三方共享儲能的投資商需承擔(dān)建設(shè)儲能電站的費用，收益來源為穩(wěn)定的租賃費用，若考慮調(diào)峰輔助服務(wù)的收益，經(jīng)濟(jì)性較好，收益可觀。經(jīng)濟(jì)性方面，1）業(yè)主方：按25年維度計算，在僅光伏電站場景IRR為7.84%的項目中，配套共享儲能的IRR為6.62%，高于光伏+自建儲能模式的6.45%，為目前強制配儲情況下的最優(yōu)解。2）第三方儲能投資商（僅考慮租賃費用+調(diào)峰補償）：假設(shè)以20年維度（期間更新一次儲能設(shè)備），若全容量參與調(diào)峰輔助服務(wù)（一年參與270次調(diào)峰服務(wù)），IRR可達(dá)到7.48%，具備良好經(jīng)濟(jì)效應(yīng)。后續(xù)隨著商業(yè)模式進(jìn)一步優(yōu)化，經(jīng)濟(jì)性有望抬升。注：假設(shè)光伏組件使用壽命為25年5證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明經(jīng)濟(jì)性：共享儲能為國內(nèi)大儲主流模式，IRR為7.48%01圖：共享儲能經(jīng)濟(jì)性測算條件資料來源：北極星電力網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，CPIA，民生證券研究院測算假設(shè)條件電價0.374元/kWh利用小時數(shù)1200h光伏單位投資4元/W棄光率2%儲能容量100MW/200MWh儲能單位投資1.8元/Wh儲能壽命（日歷年）10年容量租賃費用250元/kw/年調(diào)峰補貼價格0.78元/kwh調(diào)峰次數(shù)270次/年參與類型模式IRR僅光伏7.84%新能源投資商（25年維度）光伏+自建獨立儲能6.45%光伏+共享儲能6.62%第三方投資商（20年維度）共享儲能電站（租賃費用+調(diào)峰）7.48%圖：共享儲能經(jīng)濟(jì)性測算結(jié)果敏感性分析：成本對IRR的影響6證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明01光伏配儲：以光伏組件1.7元/w，儲能EPC成本1.8元/wh計算，國內(nèi)光伏配儲的IRR為6.45%；光伏配儲整體經(jīng)濟(jì)性受到儲能、光伏成本的影響；1）假設(shè)組件成本保持穩(wěn)定，儲能系統(tǒng)成本每降低0.05元/w，對應(yīng)IRR提升約0.08%-0.1%；2）假設(shè)儲能系統(tǒng)成本保持穩(wěn)定，光伏組件價格每降低0.05元/w，對應(yīng)IRR提升約0.2%-0.3%。共享儲能第三方投資者：需承擔(dān)儲能建設(shè)費用，以儲能成本1.8元/wh計算，IRR為7.5%。儲能系統(tǒng)成本每下跌0.05元/w，對應(yīng)IRR提升約2.2%-

2.4%。若儲能系統(tǒng)成本持續(xù)下降，IRR將不斷優(yōu)化。圖：光伏配儲IRR敏感性分析 圖：共享儲能第三方投資IRR敏感性分析資料來源：民生證券研究院測算資料來源：民生證券研究院測算（右軸為IRR）組件價格（元/W）21.951.91.851.81.751.71.651.61.551.51.451.424.69%4.91%5.13%5.36%5.60%5.84%6.09%6.34%6.60%6.87%7.14%7.42%7.71%1.954.77%4.99%5.22%5.45%5.69%5.93%6.18%6.43%6.69%6.96%7.23%7.52%7.81%1.94.85%5.08%5.30%5.54%5.77%6.02%6.27%6.52%6.79%7.05%7.33%7.61%7.91%1.854.94%5.16%5.39%5.62%5.86%6.11%6.36%6.62%6.88%7.15%7.43%7.71%8.00%1.85.02%5.25%5.48%5.71%5.95%6.20%6.45%6.71%6.97%7.24%7.52%7.81%8.10%儲能系統(tǒng)成本1.755.11%5.33%5.56%5.80%6.04%6.29%6.54%6.80%7.07%7.34%7.62%7.91%8.21%（元/W）5.19%5.42%5.65%5.89%6.13%6.38%6.63%6.89%7.16%7.44%7.72%8.01%8.31%1.71.655.27%5.50%5.73%5.97%6.22%6.47%6.72%6.99%7.26%7.53%7.82%8.11%8.41%1.65.36%5.59%5.82%6.06%6.31%6.56%6.81%7.08%7.35%7.63%7.91%8.21%8.51%1.555.44%5.67%5.91%6.15%6.39%6.65%6.91%7.17%7.44%7.72%8.01%8.31%8.61%1.55.53%5.76%5.99%6.24%6.48%6.74%7.00%7.27%7.54%7.82%8.11%8.41%8.71%1.455.61%5.84%6.08%6.32%6.57%6.83%7.09%7.36%7.63%7.92%8.21%8.51%8.81%儲能系統(tǒng)成本（元/W）2-1.7%1.950.7%1.93.0%1.855.3%1.87.5%1.759.7%1.711.9%1.6514.1%1.616.3%1.5518.6%1.520.9%1.4523.3%敏感性分析：原材料價格對成本的影響013%圖：國內(nèi)大儲系統(tǒng)成本（元/wh)儲能系統(tǒng)成本拆解：根據(jù)中商情報網(wǎng)數(shù)據(jù)，儲能系統(tǒng)中，電池模組占比接近55%，PCS/BMS/EMS等占比分別為12%/9%/6%，電池是儲能系統(tǒng)中占比最大的環(huán)節(jié)。參考動力電池成本構(gòu)成，假設(shè)碳酸鋰約占儲能電池成本的20%，屬于主要的上游原材料。核心假設(shè)：1、不考慮產(chǎn)業(yè)鏈價格博弈，假設(shè)其余環(huán)節(jié)價值量不變，碳酸鋰降價直接反映在終端價格；2、以儲能EPC成本1.8元/wh為例，假設(shè)50萬元/噸的碳酸鋰占儲能電池成本20%。敏感性分析：根據(jù)我們測算，在其余環(huán)節(jié)價值量不變的前提下，碳酸鋰價格每下降5萬元/噸，對應(yīng)到儲能EPC成本降幅為0.02元/wh。以碳酸鋰價格20萬元/噸為例，對應(yīng)儲能EPC成本為1.67元/wh，相較于之前儲能EPC成本（碳酸鋰50萬元/噸）下降0.13元/wh。趨勢判斷：價格企穩(wěn)后需求有望釋放。假設(shè)其他條件不變，碳酸鋰價格變化直接反映到終端，以碳酸鋰價格從50萬元/噸下降到25萬元/噸為例，對應(yīng)儲能EPC成本下降0.1元/wh，帶來國內(nèi)大型儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性IRR提升4-5%。此前產(chǎn)業(yè)鏈博弈碳酸鋰價格下跌，多數(shù)企業(yè)持觀望態(tài)度，目前碳酸鋰價格已呈現(xiàn)向上反轉(zhuǎn)態(tài)勢，我們預(yù)計后續(xù)待產(chǎn)業(yè)鏈價格企穩(wěn)后，企業(yè)排產(chǎn)環(huán)比將有所改善，下游儲能裝機需求有望起量。2%

7%電池模組606%PCSBMS406%9%55%EMS升壓裝置（變壓器等）20溫控012%消防其他（屏柜電纜、土建安裝等）1.79 1.77 1.75 1.73 1.71 1.69 1.67 1.65儲能系統(tǒng)成本（元/wh）資料來源：中商情報網(wǎng)，民生證券研究院資料來源：民生證券研究院測算；（注：測算為理想情況，并不能完全代表實際項目）7證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明圖：碳酸鋰價格下降對儲能系統(tǒng)成本的敏感性分析碳酸鋰價格(萬元/噸）國內(nèi)大儲：23年4月中02.標(biāo)延續(xù)高景氣，儲能系統(tǒng)報價呈下降趨勢8證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明024月儲能中標(biāo)更新：1-4月中標(biāo)17.73gwh，儲能系統(tǒng)報價呈下降趨勢資料來源：儲能與電力市場公眾號，民生證券研究院資料來源：儲能與電力市場公眾號，民生證券研究院2.221.81.61.41.2122年1-6月22年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月23年1月23年2月23年3月23年4月2小時儲能系統(tǒng)

2小時儲能項目EPC23年1-4月儲能中標(biāo)量情況：根據(jù)儲能與電力設(shè)備公眾號不完全統(tǒng)計，2023年1-4月共統(tǒng)計了74個項目，規(guī)模達(dá)到6.35gw/17.73gwh。其中，單4月中標(biāo)規(guī)模為3.08GW/7.81GWh，呈現(xiàn)上升趨勢。中標(biāo)價格：儲能系統(tǒng)報價呈現(xiàn)下降趨勢。4月平均報價延續(xù)下降趨勢，投標(biāo)價格繼續(xù)創(chuàng)新低。4月情況來看，2小時儲能系統(tǒng)報價區(qū)間為1.020-2.058元/Wh，加權(quán)平均報價1.298元/Wh，環(huán)比下降3.57%。2023年1月至4月，平均報價連續(xù)下降，累計下降11.7%；2小時儲能EPC報價區(qū)間為1.37-2.188元/Wh，加權(quán)平均報價為1.891元/Wh。圖：國內(nèi)儲能中標(biāo)項目規(guī)模 圖：國內(nèi)儲能中標(biāo)項目價格（元/Wh）7060504030201000510152022年1-6月22年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月23年1月23年2月23年3月23年4月功率(GW，左軸) 規(guī)模(GWh，左軸)儲能項目中標(biāo)數(shù)量（個，右軸）9證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明02 儲能電站數(shù)據(jù)分析：裝機量高增，22年新增同比增長176%中電聯(lián)發(fā)布《2022年度電化學(xué)儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，涉及儲能電站772座。截至2022年底，全國電力安委會19家企業(yè)成員單位總計報送500kW/500kWh以上的各類電化學(xué)儲能電站772座、規(guī)模達(dá)18.6GW/43.1GWh。累計投運電站方面，共472座（在運405座，停用67座），規(guī)模達(dá)6.9GW/14.1GWh，同比增長127%；在建電站方面，共300座，規(guī)模達(dá)11.7GW/29GWh。新增電站方面，2022年新增投運電化學(xué)儲能電站194座、規(guī)模達(dá)3.7GW/7.9GWh，占已投運電站總能量的60%，同比增長176%。分地區(qū)來看：寧夏、山東22年新增裝機較為突出，均超過1GWh。2022年我國新增投運的電化學(xué)儲能電站分布在24個省（市、自治區(qū)），TOP10裝機總規(guī)模為6.7GWh，占比85%；其中，寧夏、山東新增總能量均超過1GWh；有8個省份新增投運總能量同比增長率均超過100%。78514054160001400012000100008000600040002000020122013201420152017201820192020

20212022新增(MWh) 累計(MWh)圖：2012-2022年電化學(xué)儲能電站裝機情況（MWh）資料來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會，民生證券研究院1,2001,4001,600浙江湖南青海甘肅遼寧新疆河北內(nèi)蒙古山東寧夏額定能量（MWh） 額定功率（MW）10證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明0 200 400 600 800 1,000資料來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會，民生證券研究院圖：2022年電化學(xué)儲能電站新增總能量省份TOP10儲能電站數(shù)據(jù)分析：規(guī)模以中型電站為主，應(yīng)用場景以源&網(wǎng)側(cè)居多規(guī)模分布：目前已投運的電化學(xué)儲能電站主要以中型電站為主，大型儲能增速較快。1）中型電站（5MW≤功率＜100MW）：占比51.5%

，總能量7.23GWh，同比增長67.65%；2）大型電站（功率≥100MW）：占比42.6%

，總能量5.99GWh，同比增長343.47%；3）小型電站（500kW≤功率＜5MW）：投運總能量僅占比5.9%。新增方面，2022年新增投運中型電站占比37.2%；大型電站占比59%；小型電站占比3.8%。應(yīng)用場景分布：源&網(wǎng)側(cè)為電化學(xué)儲能電站分布的主要場景。累計裝機方面，截至22年底，占比分別為電源側(cè)（48.4%）、電網(wǎng)側(cè)（38.7%）、用戶側(cè)（12.9%）；22年新增裝機方面，占比基本保持不變，占比分別為電源側(cè)（49.2%）、電網(wǎng)側(cè)（43.1%）、用戶側(cè)（7.6%）。資料來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會，民生證券研究院02343.47%67.65%55.90%400%350%300%250%200%150%100%50%0%800070006000500040003000200010000大型中型小型圖：電化學(xué)儲能電站裝機規(guī)模分布（MWh）22年新增（MWh) 累計（MWh）11證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明累計增長率（%）儲能電站數(shù)據(jù)分析：源側(cè)以新能源配儲為主，網(wǎng)側(cè)以獨立儲能為主電源側(cè)：儲能以新能源配儲為主。截至22年底，電源側(cè)儲能總能量約6.8GWh，同比增長132%。受各省新能源配儲政策影響，新能源配儲比例持續(xù)提高，累計投運總能量5.5GWh，占比81%，同比增長150%；目前新能源配儲主要分布在山東、內(nèi)蒙古、西藏、新疆、青海等新能源裝機較高的省份，累計總能量占新能源配儲總能量的68%。電網(wǎng)側(cè)：儲能以獨立儲能為主。截至22年底，電網(wǎng)側(cè)配置儲能總能量約5.4GWh、同比增長166%。其中獨立儲能累計投運總能量4.9GWh，占比89%，同比增長159%；目前獨立儲能主要分布在山東、湖南、寧夏、青海、河北，累計總能量占獨立儲能總能量的74%。圖：2018-2022年電源側(cè)儲能累計裝機規(guī)模圖：2018-2022年電網(wǎng)側(cè)儲能累計裝機規(guī)模028000700060005000400030002000100002018 2019資料來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會，民生證券研究院202020212022新能源配儲（MWh） 火儲（MWh） 其他（MWh）01000200030004000500060002018 2019 2020資料來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會，民生證券研究院20212022獨立儲能（MWh)變電站（MWh）其他（應(yīng)急電源/多站融合/移動電源車等）（MWh)12證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明國內(nèi)工商儲：政策端持03.

續(xù)推動，峰谷電價差呈現(xiàn)擴(kuò)大趨勢13證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明用戶側(cè)儲能：工商業(yè)配置儲能為主，占比超40%03用戶側(cè)以工商業(yè)配置儲能為主。截至2022年底，用戶側(cè)配置儲能總能量約1.8GWh，同比增長49%，2022年新增總能量0.60GWh。其中工商業(yè)配置儲能累計投運總能量0.76GWh、占比42%，同比增長106.3%；2022年新增能量0.39GWh、占比66%。目前工商業(yè)配儲主要分布在江蘇、廣東、浙江等工商業(yè)大省，累計總能量占工商業(yè)總能量的82%。2018 2019資料來源：中國電力企業(yè)聯(lián)合會，民生證券研究院202020212022圖：

2018-2022年用戶側(cè)儲能累計裝機規(guī)模工商業(yè)（MWh） 產(chǎn)業(yè)園（MWh） EV充電站（MWh) 其他（海島/校園/社區(qū)等）（MWh）200015001000500014證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明0315證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明政策端持續(xù)完善電價機制，利好工商儲發(fā)展時間地區(qū)政策文件關(guān)鍵內(nèi)容2022.10河南《關(guān)于進(jìn)一步完善河北南網(wǎng)工商業(yè)及其他用戶分時電價政策的通知》高峰和低估時段用電價格在平段電價基礎(chǔ)上分別上下浮動70%；尖峰時段用電價格在高峰電價基礎(chǔ)上上浮20%；2022.10江西《關(guān)于完善分時電價機制有關(guān)事項的通知》高峰時段電價上浮50%，低谷電價時段下浮50%，比現(xiàn)行上下浮動幅度擴(kuò)大20%。尖峰時段電價在高峰時段電價基礎(chǔ)上上浮20%；2022.3浙江《關(guān)于浙江電網(wǎng)2020-2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知》進(jìn)一步降低谷段電價，適度拉大峰谷價差；對高峰、低谷時段大工業(yè)用戶執(zhí)行季節(jié)性電價，進(jìn)一步引導(dǎo)用戶合理用電；2021.12江蘇《省發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制有關(guān)事項的通知》對315安千伏及以上的大工業(yè)用電實施夏、冬兩季尖峰電價；夏、冬兩季尖峰電價，統(tǒng)一以峰段電價為基礎(chǔ)，上浮20%；2021.12廣西/將山西省峰谷價差調(diào)整為3.6:1，高峰時段電價在平時段電價基礎(chǔ)上上浮60%，尖峰時段電價在高峰時段電價基礎(chǔ)上上浮20%；2021.9廣東《關(guān)于進(jìn)一步完善我省峰谷分時電價政策有關(guān)問題的通知》拉大峰谷電價差，峰平谷比價從現(xiàn)行的1.65:1:0.5調(diào)整為1.7:1:0.38。尖峰電價在峰谷分時電價的峰段電價基礎(chǔ)上上浮25%。資料來源：GGII，民生證券研究院政策不斷出臺，優(yōu)化分時電價機制。2022年12月22日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》，文件指出：各地應(yīng)結(jié)合實際情況，制定同本地電力供需和市場建設(shè)情況相適應(yīng)的中長期合同分時段價格形成機制，合理拉大峰谷價差，加強中長期與現(xiàn)貨價格機制銜接。在日內(nèi)平段價格和加權(quán)平均交易價格均不超過國家允許的價格浮動范圍的前提下，鼓勵探索自行約定日內(nèi)各時段價格。此外，自2021年下半年以來，全國已有河南、江西、浙江、河北、山西、廣東、山東等超過20個省市調(diào)整分時電價政策，要求適度拉大峰谷電價差水平。圖：2021年以來國內(nèi)各地峰谷點價差政策（部分）工商業(yè)峰谷電價差呈擴(kuò)大趨勢031.210.80.60.40.20甘肅寧夏青海北京云南冀北內(nèi)蒙古東福建山西黑龍江貴州吉林河北南陜西（榆林電網(wǎng)）天津陜西（陜西電網(wǎng)）廣西江西廣東（粵北山區(qū)）遼寧四川重慶廣東（東西兩翼地區(qū)）安徽湖南湖北江蘇上海廣東（惠州）河南海南廣東（珠三角五市）廣東（江門市）山東浙江2022年4月電價峰谷價差2023年4月電價峰谷價差2023年4月有17個區(qū)域峰谷價差超過0.7元/kWh，整體情況與3月份持平。其中，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；山東鼓勵拉大峰谷電價差，以0.92元的電價差位列第二。峰谷電價差持續(xù)拉大，4月有2/3的地區(qū)峰谷價差同比正增長。其中江西同比峰谷價差同比增幅最大，為70.54%；河北南峰谷價差同比增長也超過50%；其余河南、青海、廣西、貴州、湖南等地區(qū)增幅明顯。圖：2022年4月與2023年4月各地代理購電價峰谷價差對比（元/KWh）資料來源：儲能與電力市場公眾號，民生證券研究院（注：紅色框為超過0.7元/kwh的地區(qū)）16證券研究報告*請務(wù)必閱讀最后一頁免責(zé)聲明032023年5月有10個區(qū)域峰谷價差超過0.7元/kWh。其中，浙江、山東峰谷價差繼續(xù)領(lǐng)跑，排在前兩位。國網(wǎng)超過七成區(qū)域5月峰谷價差同比增長。其中江西、河北南峰谷價差同比增長超過50%。江西增幅最大，為68.69%。相較4月峰谷價差，約三分之二區(qū)域峰谷價差環(huán)比下降，例如四川和山西5月峰谷價差環(huán)比分別下降14.26%和5.67%，這主要與季節(jié)變化時，電價出現(xiàn)較大調(diào)整有關(guān)。與22年同期相比，超過七成的區(qū)域5月峰谷價差同比增長。國網(wǎng)區(qū)域內(nèi)多數(shù)區(qū)域，23年各月峰谷價差均保持同比增長，峰谷價差擴(kuò)大趨勢越發(fā)顯著。圖：2022年5月與2023年5月各地代理購電價峰谷價差對比（元/KWh