2024年7月全国最大峰谷电价差汇总！储能将在迎峰度夏发挥关键作用

文 | 中关村储能产业技术联盟 管世辉

电价价差是影响用户侧储能经济性的重要因素，自2021年12月全国执行电网代购电政策以来，CNESA每月持续跟踪电价变化，通过整理分析为业界同仁提供有效参考。

全国各地区已公布2024年7月电网代购电电价，CNESA对各地区一般工商业单一制1-10kV的电价进行了汇总测算。

现有17个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，前三位分别是广东省（珠三角五市）、海南省和江苏省，最大峰谷价差分别达到1.2688元/kWh、1.2160元/kWh和1.1447元/kWh。

随着各地区进入迎峰度夏关键阶段，为更好引导工商业电力用户削峰填谷，多达22个地区执行尖峰电价，各地最大峰谷价差明显增大。湖南、辽宁、重庆、黑龙江、陕西等多地最大峰谷价差增幅达到30%以上。

随着储能电站规模的不断增长，储能在迎峰度夏期间发挥的作用越来越大，也逐渐受到各地方政府的关注。

例如，为发挥独立新型储能迎峰度夏电力保供顶峰作用，6月25日安徽公示迎峰度夏拟调用新型储能项目名单，共包含43个项目总装机3.2GWh。根据安徽省工业和信息化厅等五部门联合印发全省首个光储产业专项支持政策《支持先进光伏和新型储能产业集群高质量发展若干政策》以及《安徽省发展改革委安徽省能源局关于做好2024年电力迎峰度夏 (冬）用电高峰月份独立新型储能调用结算工作的通知(征求意见稿 )》，迎峰度夏期间独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电，放电上网电量价格为安徽省燃煤发电基准价，不结算充电费用，其中新能源配建改造和新能源租赁容量的独立新型储能项目充电电量按省燃煤发电基准价的60%结算。独立新型储能存在租赁容量的，按未租赁容量占比进行结算。期间电网安排新型储能全容量充放电调用次数原则上不低于120次或放电时长不低于240小时，并依据其上网放电量享受最高 0.2元/千瓦时支持。

5月，《温州市迎峰度夏（冬）电力保供补贴实施方案》发布，提出为鼓励引导工业企业错避峰生产，充分挖掘自备发电机组、用户侧储能顶峰潜力，有效缓解电力供需矛盾，根据市级指令在规定时段内使用电化学储能顶峰放电的工业企业用户，给予1元/千瓦时的补贴。

3月，江苏省发展和改革委员会发布《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》，提出为满足2024年迎峰度夏期间电力保供需要，需要加快建设一批电网侧新型储能项目应急顶峰，确定了全省有41个已纳规的电网侧新型储能项目自愿承诺确保在2024年7月15日前建成并网，项目容量共计约400万千瓦，这批电网侧新型储能项目建设被列入2024年全省迎峰度夏电力保供方案，是省电力保供的重点任务。迎峰度夏(冬)期间(1月、7-8月、12月) 力争每天两充两放，不结算用电费用(即:充电电量免费，电价标准为零)，放电上网电量价格为省燃煤发电基准价(0.391元/千瓦时)，并依据其放电上网电量给予补贴，补贴标准逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.3元/千瓦时，2025年至2026年1月0.25元/千瓦时。

2024年6月，甘肃省、陕西省和上海市分别发布分时电价相关政策。详细如下：

表：2024年6月发布的分时电价相关政策

分时电价政策的变化对用户侧储能的收益有着较大的影响，CNESA将持续跟踪电价走势，详细的电价汇总及数据分析将在CNESA DataLink全球储能数据库进行展示，数据库相关产品已经上线，欢迎行业同仁订阅咨询！！！

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