2022年12月16日，上海市發改委發布《關于進一步完善我市分時電價機制的通知》（上海市發改價管理局）〔2022〕50號)。通知明確了上海的分時電價機制，夏季一般工商業及其他兩部制和大工業(7)。、8、9月)和冬季(1)、12月)高峰期電價在平段電價的基礎上上上漲80%，低谷期電價在平段電價的基礎上漲60%，高峰期電價在高峰期電價的基礎上漲25%，通知自2023年1月1日起實施。
一關于進一步完善我市分時電價機制的通知
關于進一步完善我市分時電價機制的通知日期：2022年12月16日文號：上海發改價管理〔2022〕50國家電網上海電力公司、增量配電網企業：根據國家發改委關于進一步完善分時電價機制的通知（發改價格）〔2021〕1093號）、《國家發改委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格)〔2021〕1439)精神，為充分發揮分時電價信號的作用，更好地引導用戶削峰填谷，促進新能源消耗，確保電力系統安全穩定經濟運行，《關于進一步完善分時電價機制的通知》如下。
二完善分時電價用戶價格機制
1峰谷時段劃分
一般工商業及其他兩部制，大工業兩部制用電
（1）夏季（7、8、9月）
高峰時段：8:00-15:00、18:00-21:00
平時段：6:00-8:00、15:00-18:00、21:00-22:00
低谷時段：22:00-次日6:00
其中，7月、8月12日:00-14:00為尖峰時段
（2）其他月份
高峰時段：8:00-11:00、18:00-21:00
平時段：6:00-8:00、11:00-18:00、21:00-22:00
低谷時段：22:00-次日6:00
其中，冬季（1月、12月）19日:00-21:00為尖峰時段
三一般工商業及其他單一制用電電
高峰時段：6:00-22:00
低谷時段：22:00-次日6:00
1峰谷比價水平
一般工商業及其他兩部制，大工業兩部制用電
夏季（7、8、9月)和冬季(1)、12月)高峰期電價在平段電價的基礎上上上漲80%，低谷期電價在平段電價的基礎上漲60%，高峰期電價在高峰期電價的基礎上漲25%。
其他月份高峰期電價在平段電價的基礎上上上漲60%，低谷期電價在平段電價的基礎上下跌50%。
2一般工商業及其他單一制用電電
夏季（7、8、9月)和冬季(1)、12月)高峰期電價在平段電價的基礎上上漲20%，低谷期電價在平段電價的基礎上漲45%。
其他月份高峰期電價在平段電價的基礎上上上漲17%，低谷期電價在平段電價的基礎上下跌45%。
3夏季性價差不再執行
夏季一般工商用電等用電、大工業用電的性價比差不再執行。
四其他事項
1居民生活用電和農業生產用電分時電價政策不變，仍按原政策執行。
2電力現貨市場運行前，我市直接交易用戶和代理購電用戶按本通知分時電價機制規定的峰谷時段和浮動比例執行；電力現貨市場運行后，市場交易合同未申報用電曲線或分時價格，市場電價峰谷比低于本通知分時電價政策要求的，結算時購電價格按本通知分時電價機制規定的峰谷時段和浮動比例執行。
五相關要求
（1）市電力公司要做好組織實施工作，加強政策解釋，及時響應用戶關注，確保分時電價政策順利實施。
（2）市電力公司應密切跟蹤我市電力系統峰谷特征的變化，及時評估分時電價機制的實施情況，并按要求向我委反饋。
（3）本通知自2023年1月1日起執行。原政策與本通知不符的，以本通知規定為準。
上海市發改委
六2022年12月14日2分時電價機制調整對儲能的影響
1在我國新電力系統中，新能源裝機容量逐年增加，但光伏發電、風力發電等新能源是不穩定的能源。因此，為了保持電網穩定，促進新能源發電的消耗，儲能將成為重要環節，是分布式光伏、風電等新能源消耗和電網安全的必要保障，也是削峰填谷、平穩負荷的有效手段。據不wan全統計，截至目前，浙江、上海、廣東、江蘇、安徽、湖南、四川、陜西、山西、青海、重慶等全國多個省市都出臺了具體的儲能補貼政策，明確規定了儲能補貼標準和*高限額。
2例如，上海對備案投產的用戶側儲能、分布式光存儲、充換儲一體化項目持續時間不少于2小時的，按儲能設施裝機規模給予200元/千瓦時補貼，單個項目補貼*高不超過500萬元。常州1MW以上新型儲能電站可按放電量獲得不超過0.3元/千瓦時的獎勵，連續獎勵不超過2年。
上海引入的分時電價機制擴大了峰谷電價差異，加上電費補貼，將大大縮短儲能項目的投資回收期，使工商儲能項目盈利，鼓勵資本進入，形成行業良性循環。以*新的上海分時電價政策為例。
3分時電價調整上海儲能項目投資回收期分析
根據圖1，上海分時電價的調整使儲能項目每天具備兩充兩放的條件，增加了峰谷電價差，增加了儲能套利空間，大大縮短了儲能項目的投資回報期。我們以5MW/10MWh的儲能項目為例。以大型工業儲能項目為例。根據上海分時電價期，每天實行兩充兩放。如圖2所示，電價以10kV用戶為例，具體電價以實際為準。圖2的電價數據僅供參考。
7月至9月夏季，每天凌晨3點:00-5:000低谷時充電，1200低谷時充電，:00-14:00峰時段(7-8月執行峰時段)放電；然后在15月放電；:00-17:00平時充電，1900平時充電，:00-21:00峰時段放電。
除7月至9月非夏季時段外，每天凌晨3點:00-5:在8000低谷時充電，在800低谷時充電，:00-10:00峰時段放電；然后在1100峰時段放電；:00-13:00平時充電，1900平時充電，:00-21:00峰時段(1月、12月為尖峰時段)放電。
根據上述充放電策略，鋰電池90%DOD(放電深度)、按85%的充放電效率計算，每年實行330個自然日的充放電循環。5MW/10MWh儲能項目峰谷電價差套利空間約308萬元。考慮到儲能放電削峰可能導致企業基本電費下降，按每年320萬元計算，電池充放電循環壽命6000次（*新數據可達1萬次以上），項目可運行9.1年以上。
結合近期大型儲能項目中標價格，儲能項目EPC總承包成本約為1700元/kWh，減去上海儲能補貼，初始投資1500萬元。按照每年1%的維護成本和3%的衰減折舊率計算，投資回收期約為5.6年。與之前8-10年的投資回收期相比，已經大大縮短，鋰電池成本也在降低，循環壽命也在提高。相信隨著儲能在電網中的重要性，儲能項目的投資回收期會越來越短。
4儲能電站運行維護
在儲能行業前景光明的同時，儲能電站的安全運維也至關重要。GB/T4288-2022《電化學儲能電站安全規程》對儲能電站監控系統有明確要求。監控系統應具有數據采集處理、監控報警、控制調整、自診斷和自恢復等功能，并具有手動控制和自動控制模式，自動控制功能可投退《北京市新型儲能電站運行監督管理辦法（試行）》文件明確，要求大中型儲能電站建立狀態運行預警預測平臺，小型儲能電站實現狀態運行監測，實時監控系統運行情況。
Acrel-2000MG微電網能量管理系統可用于企業微電網源（市電、分布式光伏、微型風機）、網(企業內部配電網)、荷載(固定負荷和可調負荷)、實時監控和優化儲能系統和新能源汽車充電負荷的控制策略，保護微電網儲能系統的運行安全，實現不同目標下源電網儲能資源之間的靈活互動，增加多策略控制下系統的穩定運行和收入，提高微電網的運行安全，降低運行維護成本。
數據采集處理、監控報警、運行監控、光伏運行監控、儲能管理、充電樁監控、電能質量監控、自診斷、自恢復
系統具有在線診斷能力，診斷系統本身的軟硬件運行狀態，發現異常時報警記錄，必要時采取自動恢復措施。
5微電網數字化系統硬件設備
除微電網能量管理系統軟件外，還擁有現場傳感器、智能網關等設備，還包括高低壓配電綜合保護監測產品、電力質量在線監測裝置、電力質量管理、新能源充電樁、電氣消防解決方案等，可為企業微電網數字化提供一站式服務能力。
七結束語
在新能源裝機容量逐年增加和電網運行安全要求的推動下，未來儲能行業將得到越來越多的政策支持。上海分時電價機制的調整也是基于上海電網負荷的特點，增加峰谷套利空間，促進新能源特別是儲能行業的發展。可以想象，未來會有越來越多的資本投入促進行業的快速發展，從而提高電網的運行安全和電能的使用效率。但微電網系統，特別是儲能電站的運行安全，不容忽視。要嚴格按照標準建立微電網能量監控系統，對儲能電站進行監控、預警和充放電策略控制，在保證安全生產的前提下，最大限度地發揮儲能項目的效益。
