2023年2月各地电网代理购电价格，除云南、贵州外，已然出炉。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：

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部分地区在冬季实施的尖峰电价，随着用电紧张程度的减轻，2月份不再实施，因此峰谷价差超过0.7元/kWh的地区数量下降为17个，较1月份25个，减少32%；

上海、湖南等地尖峰电价退出后，浙江以尖峰低谷价差0.9618元/kWh，重夺峰谷价差第一的位置，浙江稳稳的仍是全国用户侧项目投资最值得关注的区域；

尽管山东峰谷价差超过0.9293元/kWh，但由于其分时时段设置导致储能全天仅能进行一次充放电操作，因此山东省纯用户侧储能项目恐应用空间有限。但山东中午时段存在深谷，或可结合分布式光伏发电，探索新的应用机会。

在储能可实现全天两次充放电操作的区域，两次充放电电价差超过1.2元/kWh的区域为12个，浙江全天两次尖峰低谷循环依旧傲视群雄，总价差1.9236元/kWh，远超第二名湖南的1.36893元/kWh的水平。

以1.81元/Wh的造价测算，浙江省的用户侧储能项目的全投资收益率超过10%，是最值得投资的区域。

电网代理购电价格在2023年普遍上涨，2月份仍旧保持了一定的涨势。代理购电价格的持续上涨，为峰谷价差的进一步拉大创造了机会，同时也可能促使工商业用户市场化采购电量增加。

峰谷价差情况

17个区域峰谷价差超过0.7元/kWh：浙江、山东、湖南、湖北、重庆、海南、上海、广东（珠三角五市）、广东（江门市）、河南 、江苏、广东（惠州）、安徽 、吉林、广东（东西两翼地区）、四川、河北南。

12个区域两次充放电电价差之和超过1.2元/kWh：浙江、湖南、上海、海南、江苏、广东（珠三角五市）、广东（江门市）、河南、重庆、湖北、广东（惠州）、安徽 。

代理购电价格情况

2月份代理购电价格在较多区域仍旧保持上涨趋势。上涨的代理购电价格一方面可带来更大的峰谷价差，另一方面也可能促使工商业用户更多的选择市场化购电（可参考文章：1月代理购电价格全面上涨，代理购电用户范围将逐步减小）。

用户侧储能项目投资测算

基于以下边界条件：

系统造价1.81元/Wh，无贷款、全投资

充放电循环效率85%，全天进行两次充放电循环

储能系统电量年衰减率4%

不考虑盈利向用户分成，电费收益全归储能系统运营方所有

所得税率25%，增值税率13%

储能与电力市场测算得，浙江省的用户侧储能项目全投资收益率为12.84%，而其他区域的全投资收益率位于3-6%之间。

显然除浙江外，其他区域的用户侧储能项目投资吸引力还稍显缺乏，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。