2023年4月各地电网代理购电价格已经出炉，4月整体情况与3月相当。

以35千伏工商业两部制电价作为分析对象，储能与电力市场发现：

【资料图】

4月峰谷价差超过0.7元/kWh的区域数量为17个，与3月份持平；

浙江以0.94元的峰谷价差继续位居首位，仍是全国用户侧项目投资最值得关注的区域；

超过六成的地区，4月峰谷价差同比增长，峰谷价差呈扩大趋势。江西4月峰谷价差同比增长70.54%；

在储能可实现全天两次充放电操作的区域，两次充放电电价差之和超过1.2元/kWh的区域为10个（取最近12个月平均值，2022年5月至2023年4月），浙江全天两次尖峰低谷循环总价差1.90元/kWh，远超第二名上海的1.40元/kWh的水平；

以1.7元/Wh的造价测算，8个区域全投资收益率超过6%，浙江全投资收益率为16.10%，

4月峰谷价差情况和趋势分析

17个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，跟3月份持平。分别是浙江、山东、广东（珠三角五市）、广东（江门市）、海南、河南、广东（惠州）、上海、江苏、湖北、湖南、安徽 、广东（东西两翼地区）、重庆、四川、辽宁、广东（粤北山区）。

其中，浙江、山东继续保持峰谷价差前两位；整体峰谷价差情况跟3月持平。

超过六成的地区，4月峰谷价差同比增长，峰谷价差呈扩大趋势。

江西、河北南峰谷价差同比增长超过50%。江西同比增幅最大为70.54%；

广西4月峰谷价差同比增长19.91%，相比较3月的峰谷价差同比增长2.38%，增幅明显。

用户侧项目投资分析

为了更准确地估算用户侧项目投资收益情况，储能与电力市场选取最近12个月平均2次循环充放电价差超过1.2元/kWh的重点区域进行用户侧项目投资分析。

循环充放电价差采用（等效放电电价－等效充电电价）进行计算。其中：

等效充电电价=实际充电电价×充电时长的加权平均值

等效放电电价=实际放电电价×放电时长的加权平均值

可参考文章：用户侧储能项目投资该去哪儿？分时电价年度解析

经过以上处理，10个区域2次循环充放电价差之和超过1.2元（取最近12个月平均值）的区域有：浙江、上海、广东（江门市）、广东（珠三角五市）、海南、湖南、广东（惠州）、江苏、安徽、重庆。

注：峰谷时段不具备全天完成两次循环充放电的区域，如山东，不在分析范围。

项目投资测算基于以下边界条件：

系统造价1.7元/Wh；

充放电循环效率85%，全天进行两次充放电循环，并且按年考虑一定比例的容量衰减；

收益分成比例90%；

财务方面：考虑贷款以及所得税等影响。

储能与电力市场测算得到：8个区域全投资收益率超过6%，其中浙江全投资收益率以16.10%，领跑所有区域。

未来用户侧储能项目进一步发展，除峰谷价差继续拉大外，系统成本的下降是用户侧储能项目能否广泛开展的关键。伴随碳酸锂价格价格不断下降，3月的储能系统招投标价格屡创新低，系统成本下降趋势显现，利好用户侧储能项目的开展。

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