峰谷电价机制进一步完善，用户侧储能或迎加速

  事件：

国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》。
  分时电价机制得到进一步完善，峰谷电价价差原则上不低于3:1，部分地区，价差不低于4:1。2021年7月26日，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》。根据本次文件，各地需在保持电价总水平稳定的基础上，进一步完善分时电价机制，引导用户削峰填谷，保障电力系统稳定运行。文件要求各地政府合理确定峰谷电价价差，价差原则上不低于3:1，针对部分系统峰谷差超过40%的地区，价差不低于4:1。2020年底，在国家发布电力市场化改革通知后，各地陆续调整了电价政策，通过整理公开数据中的峰谷电价差发现，大部分地区价差不满足4:1以及3:1的要求，在新政策的要求下，未来峰谷电价差或将进一步拉大。
  新机制要求在划分峰谷时段时，充分考虑新能源发电出力特性，进一步保证新能源消纳能力的提升，为能源转型保驾护航。文件要求各地在划分峰谷时段时，充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性，引导用户进行负荷调整，更好地保证新能源电力的消纳。同时，对于可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，根据水、风光出力特性合理划分分季节峰谷时段，进一步健全丰枯电价机制，保障新能源消纳，为能源转型进程保驾护航。
  强化分时电价机制执行，推动建立分时电价动态调整机制，进一步完善电力交易市场。此次分时电价机制执行范围将扩大到几乎所有执行工商业电价的电力用户（特殊安排除外，如电气化铁路牵引用电），有条件的地方，还要推广居民分时电价政策，进一步拉大全社会峰谷电价价差。此外，文件还推动各地建立分时电价动态调整机制，根据用电净负荷的变化，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例，并要求进一步完善电力市场交易规则，充分发挥分时电价信号作用，保障电力系统安全稳定经济运行。
  机制变革以保持电价总水平稳定为基本原则，错峰用电的用户或将迎来用电成本的下降。根据国家发改委在《关于进一步完善分时电价机制的通知（答记者问）》中的回答，本次对于分时电价机制的完善，将坚持电价总水平保持稳定的基本原则。峰谷价差的扩大，是通过上调高峰时段电价、下调低谷时段电价实现的，能够实现错峰用电或通过储能等方式改变电力需求曲线的的用户，用电成本或将迎来下降。
  峰谷电价价差拉大，或将提升储能削峰填谷经济性，从而激发用户侧储能需求高速发展。随着峰谷电价价差的提升，以峰谷价差套利为主要收益的用户侧储能系统经济性有望明显提升。此外，文件鼓励工商业用户通过配置储能等方式实现削峰填谷，降低用电成本，有望进一步刺激国内用户侧储能装机需求。以每千瓦时储能投资成本1500元去进行测算，假设峰值电价为1.2元/kwh，峰谷价差比值为3:1，则对应谷值电价为0.4元/kwh，在每天充放电一次的背景下，我们预计用户侧储能项目的投资回报期在5.14年，投资经济性模型有望跑通，用户侧储能需求有望高速发展。

风电投资的热潮，新一轮抢装潮的信号愈发明晰。

今年上半年，风电装机实现超预期增长。全国可再生能源发电量达1.06万亿千瓦时，其中，风电为3441.8亿千瓦时，同比增长约44.6%，增幅远高于其他可再生能源。全国风电新增并网装机1084万千瓦，同比增长72%。其中，陆上风电新增装机869.4万千瓦、海上风电新增装机214.6万千瓦。

根据国家发展改革委2019年5月21日发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，风电行业项目未在规定时间完成并网将不再享受补贴，且未来风电上网电价存在下降的可能。该政策催生了上一波风电抢装潮。

过去10年，我国风电的度电成本下降约四成。目前，陆上风电基本实现与火电上网电价相当，海上风电也即将进入平价阶段，且仍有进一步下降的空间。

在此背景下，风电平价上网推动风电行业从由政策性补贴驱动转向由技术创新和降本增效驱动。今年上半年，我国风电整机企业掀起一轮降价潮，整机价格由3200元/千瓦跌至2400元/千瓦，但并未影响风电上下游企业的经营业绩。

今年上半年大宗商品价格上涨，还一度对风电制造业造成影响，金属材料价格上涨也使得发电机、铸件等成本大幅提升。当然，这种情况已得到大幅改善。

参考建议：关注储能产业链，携手宁德储能生态圈的标的星云股份、永福股份、宁德时代；国内新能源+储能业务龙头阳光电源，储能逆变器龙头固德威、锦浪科技；户用储能龙头派能科技；储能电芯供应商国轩高科、亿伟锂能。
  风险提示：储能需求不及预期；储能行业技术迭代加速，导致企业落后产能拖累。

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