中国储能网讯：当前，全国多省在日间增设低谷电价，打破了既有的光伏收益模型，多省面临光伏经济模型重构。清安储能以湖北省为研究标的，剖析了分时电价模型调整对光伏、储能项目开发的影响，并认为未来储能发挥其“能量转移”功能的场景将更加丰富。在已投运的光伏项目中通过增设储能，可以实现利用储能的超额利润对光伏项目反哺，促进光储融合发展。

局部：湖北改了分时电价模型

  11月17日，湖北省发改委发布《关于征求工商业分时电价机制有关意见的通知》，在光伏、储能圈引起轩然大波！

  此文件的核心内容是，将湖北的分时电价时间段进行了重排，由下左图变为了下右图。二者的主要区别是，在10：00-15：00期间，电价由峰段电价变为了谷段电价。

  对应光伏日间的黄金出力时期，一旦市电价格变为谷价，预示着湖北的光伏经济模型将面临重构。

  一是对于已投运的光伏项目，若合同约定的按分时电价打折，在以上时间段光伏电出售给业主的价格仅为0.26833元/kWh，较湖北上网电价0.4161元/kWh还低35%。对于投资方而言，将光电卖给电网的收益明显比让业主消纳更经济。

  二是对于拟新建的光伏项目，业主见白天用市电价格更低，其建设光伏的动力将大打折扣。

  而对于储能项目，在峰谷套利逻辑之下，“谷充峰放+平充尖放”的获利模式将更新为“谷充平放+谷充尖放”。以11月湖北代理购电电价为例，对于按两充两放策略运行的储能项目，在政策变化前后的的价差如下表所示。可以看到，变化后总价差较变化前增长了1.65%；据清安储能测算，2h储能系统在1.5元/Wh建设边界条件下，项目全投资IRR上升约20%，可达到8.43%。

  尽管政策变化后对储能项目的套利经济性是有利的，但有以下几点需要注意：

  1）厂区开始运行时间对配储增加了难度。对于常用的2h储能系统，在变化后的分时模型下，至少需要保证8：00附近可处于满负荷放电，否者将直接导致储能系统无法实现每日两充两放策略。

  2）既然10：00之后市电为谷价，厂区开始运行时间有可能被人为的调整厂区至10：00。那么，储能项目同样无法实现每日两充两放策略。

全国：多省午间低谷电价

  随着新能源装机的不断提升，下游阶段性的消纳问题已经开始显现！根据统计，当前已有包括青海、宁夏、甘肃、山东等12省采用了午间谷段电价，如下表所示。

  毫无意外的是，在这些省份中新能源装机比例已达到较高的水平。以青海为例，2022年底，青海各类电源装机总量4468万kW，其中太阳能装机容量达到1842万kW，占比高达41.4%。而在湖北，截至2023年6月，风电、太阳能装机容量已达到总容量的26.8%。

思考：光储融合时代或许已然开启

  结合前述内容，当前光伏与储能在消纳互相“打架”的局面将迎来改善！主要是随着光伏日间发电经济账的承压，与湖北类似的分时电价模型将越来越多，市场需要储能发挥其“能量转移”功能的需求或许将更加旺盛！

  根据前文，对已投运的光伏项目，未配置储能时出售的电价仅为0.26833元/kWh。若通过配储，在循环的第二段先将光伏电吸纳存储，再在尖峰时间段进行释放，储能可利用总价差将提升5.57%，储能项目全投IRR可由前述的8.43%提升至11.01%。

  即是说，项目投资方通过在已投运的光伏项目中增设储能，可实现利用储能利润对光伏项目的反哺，从而实现光储进一步的融合发展。