智通財經APP獲悉，中信證券發佈研究報告稱，2023年以來各省份分時電價相關政策百花齊放，在趨勢上呈現：1)拉大峯谷價差;2)“兩充兩放”地區滲透率快速提高。該行認爲，在經濟性大幅提高，疊加產業鏈降本、補貼政策落實等關鍵因素刺激下，國內工商業儲能收益率迎來顯著提升，具備區位優勢的產業鏈相關公司將受益。建議重點關注：具備強產品力和業務經驗的製造商;具備客戶及項目資源優勢的開發和運營商;具備能源管理和微網服務能力的細分龍頭。
事件：近日，山東、福建分別推出(山東省)《關於進一步優化工商業分時電價政策的通知》及《福建省發展和改革委員會關於完善分時電價政策的通知》，進一步推動輸配電價改革、拉大峯谷價差。另外，湖北等地推出《關於做好工商業分時電價機制有關工作的通知(徵求意見稿)》，調整工商業電價至“午時谷電”模式倒逼用戶側光伏配儲。
中信證券觀點如下：
分時電價：通過價格信號實現電力供需再匹配，亦是新型電力系統建設的必需品。
在“大電網”模式下，我國主要採用電網代理購電的方式進行電力能源調配，但行政性質的調配難以滿足用戶側日益複雜多元的需求，故價格信號成爲電力供需再匹配的有效工具。1985年至今，峯谷分時電價經歷了試行及推廣期、深化期、全面推行期，在保障輸配電能力、降低供電成本、提高電力資源的利用效率等方面發揮了重要作用。隨着風光新能源接入及用戶側居民用電及第三產業用電比例提升，電力系統消納問題加劇。故2021年7月29日，國家發改委發佈《關於進一步完善分時電價機制的通知》，明確分時電價機制執行範圍、建立動態調整機制、加強與電力市場的銜接等六方面對現行分時電價作進一步完善。
驅動因素：分時電價推進的背後是進一步向用戶側傳導系統調節成本的訴求，地方出於儲能產業及經濟貢獻視角亦有意拉大峯谷價差。
山東省《關於進一步優化工商業分時電價政策的通知》要求擴大分時電價政策執行範圍，明確將系統運行費用(包括煤電容量電價分攤標準、抽水蓄能容量電費分攤標準等)納入分時電價政策執行範圍。在近年來風光能源高速裝機的背景下我國電力消納問題日益加劇，而消納的核心矛盾在電價市場化——合理地向用戶側傳導電價，故電價正是本輪電改的抓手。且從地方視角看，儲能帶來的產業及經濟貢獻也與其利益契合，故地方對拉大峯谷價差有較強的驅動力。該行認爲，本次山東出臺的文件明確向用戶側傳導的大方向及詳細執行範圍或將成爲全國大範圍落實的積極信號，從短期來看峯谷價差拉大將進一步提升工商業儲能收益率，長期來看電力系統有望通過向用戶側傳導系統調節成本，理順調節市場商業邏輯，加速電力市場化進程。
發展趨勢：峯谷價差有望進一步擴大，“午時谷電”模式或將推廣至更多地區，推動存量用戶側光伏配儲需求釋放。
湖北發改委在《關於做好工商業分時電價機制有關工作的通知(徵求意見稿 )》主要針對分時時段進行調整，將10:00-15:00調整爲谷段時段(後調整爲11:00-13:00)。考慮到正午是光伏發電量最大時段，“午時谷電”將直接降低光伏發電收益。目前，除了湖北外，落實該模式的主要是山東、浙江、甘肅等分佈式光伏裝機量大或風光大基地所在的地區。考慮到近年來新能源消納問題加劇，系統調節成本必然上升，故該行預計峯谷價差仍有擴大空間，且從長期來看，“午時谷電”的落實有助於進一步接軌現貨市場，符合能源主管部門訴求，故該行預計其他省份或將參照湖北模式推進“午時谷電”，屆時，在分佈式光伏收益減少的背景下用戶側存量光伏配儲的需求將得以進一步釋放。
直接影響：峯谷價差擴大疊加“兩充兩放”滲透率提高，工商業儲能收益率持續抬升。
《福建省發展和改革委員會關於完善分時電價政策的通知》進一步拉大福建峯谷價差，提升峯時段上浮比例至58%，將谷時段下浮比例進一步降至63%，並將尖峯時段上浮比例提升至80%。自2023年以來，包括福建、湖南、上海在內的多省份持續拉大峯谷價差，據該行基於北極星電力網數據統計，2023年12月平均峯谷價差較2022年提升17%，其中，同期超70%省份較2022年峯谷價差提升，提升幅度超20%的省份近半。同時，目前近9成省份工商業儲能可獲得“兩充兩放”收益。該行測算，“兩充兩放”下浙江大工業儲能項目IRR超過15%，其他省份收益率普遍超過10%，該行預計高收益率將刺激工商業儲能在國內更多的省份加速湧現。
投資策略：
在補貼政策逐步落地、峯谷電價差持續拉大和供應鏈產品成本大幅下降的推動下，國內用戶側儲能正在以經濟性爲主要驅動力，進入到從0到1的爆發階段。該行認爲主流儲能廠商大多具備較強產品及系統製造能力，優勢沉澱助力下有望快速挖掘用戶側儲能放量機遇;同時，擁有用戶側客戶和渠道資源的廠商同樣具備較強爆發力。綜上，該行建議重點關注：具備強產品力和業務經驗的製造商;具備客戶及項目資源優勢的開發和運營商;具備能源管理和微網服務能力的細分龍頭。
風險因素：新型電力系統建設推進不及預期;產業鏈價格大幅波動;能源數字化平臺推廣不及預期;電力市場改革不及預期;相關行業補貼提前退出。