2022年12月16日，上海市**发布《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》(沪发改价管〔2022〕50号)。通知明确上海分时电价机制，一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%，通知2023年1月1日起开始执行。
1 关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知
关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知发布日期：2022年12月16日 文号：沪发改价管〔2022〕50号国网上海市电力公司，增量配电网企业：根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）精神，为充分发挥分时电价信号作用，更好引导用户削峰填谷，促进新能源消纳，**电力系统安全稳定经济运行，现就进一步完善分时电价机制有关事项通知如下。
一、完善分时电价用户价格机制
（一）峰谷时段划分
1、一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电
（1）夏季（7、8、9月）
高峰时段：8:00-15:00、18:00-21:00
平时段：6:00-8:00、15:00-18:00、21:00-22:00
低谷时段：22:00-次日6:00
其中，7月、8月12:00-14:00 为尖峰时段
（2）其他月份
高峰时段：8:00-11:00、18:00-21:00
平时段：6:00-8:00、11:00-18:00、21:00-22:00
低谷时段：22:00-次日6:00
其中，冬季（1月、12月）19:00-21:00为尖峰时段
2、一般工商业及其他单一制用电
高峰时段：6:00-22:00
低谷时段：22:00-次日6:00
（二）峰谷比价水平
1、一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电
夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%。
其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮60%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮50%。
2、一般工商业及其他单一制用电
夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮20%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45%。
其他月份高峰时段电价在平段电价基础上上浮17%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45%。
3、夏季季节性价差不再执行
一般工商业及其他用电、大工业用电夏季季节性价差不再执行。
二、其他事项
（一）居民生活用电、农业生产用电分时电价政策不变，仍按原政策执行。
（二）电力现货市场运行前，我市直接交易用户、代理购电用户按本通知分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行；电力现货市场运行后，市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，以及市场电价峰谷比低于本通知分时电价政策要求的，结算时购电价格按本通知分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。
三、有关要求
（一）市电力公司要做好组织实施，加强政策解释，及时回应用户关切，确时电价政策平稳实施。
（二）市电力公司要密切跟踪我市电力系统峰谷特性变化，及时评估分时电价机制执行情况，并按要求向我委反馈。
（三）本通知自2023年1月1日起执行。原有关政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
上海市发展和改革**
2022年12月14日2 分时电价机制调整对储能的影响
在我国新型电力系统中，新能源装机容量逐年提高，但是新能源比如光伏发电、风力发电是不稳定的能源，所以要维持电网稳定，促进新能源发电的消纳，储能将成为至关重要的一环，是分布式光伏、风电等新能源消纳以及电网安全的必要**，也是削峰填谷、平滑负荷的有效手段。国家鼓励支持市场进行储能项目建设，据不完全统计，截至目前，已有包括浙江、上海、广东、江苏、安徽、湖南、四川、陕西、山西、青海、重庆在内的全国多个省市出台了具体的储能补贴政策，明确规定了储能补贴标准和*高限额。
比如上海对于备案且建成投运的用户侧储能、分布式光储、充换储一体化等项目时长不低于2小时的，按照储能设施装机规模给予200元/千瓦时的补助，单个项目的补助*高不**过500万元。常州1MW以上的新型储能电站可按放电量获得不**过0.3元/kWh的奖励，连续奖励不**过2年等等。
此次上海出台的分时电价机制拉大了峰谷电价差，加上电费补贴，这将大幅缩短储能项目的投资回收期，工商业储能项目变的有利可图，这将鼓励资本进入，行业形成良性循环。以*新的上海分时电价政策为例。
3 分时电价调整后上海储能项目投资回收期分析
根据图1，上海本次分时电价的调整，使储能项目每天具备两充两放的条件，并且加大了峰谷电价差，储能套利空间加大，这将大大缩短储能项目的期。我们以一个5MW/10MWh的储能项目为例来计算。以大工业储能项目为例，根据上海市分时电价的时段，每天执行两充两放，如图所2示，电价以10kV用户为例，具体电价以实际为准，图2电价数据仅供参考。
在7-9月夏季时段，每天凌晨在3:00-5:00低谷时执行充电，在12:00-14:00峰时段(7-8月执行尖峰时段)放电；然后在15:00-17:00平时段充电，在19:00-21:00峰时段放电。
在除7-9月非夏季时段，每天凌晨在3:00-5:00低谷时执行充电，在8:00-10:00峰时段放电；然后在11:00-13:00平时段充电，在19:00-21:00峰时段(1月、12月为尖峰时段)放电。
根据以上充放电策略，以锂电池DOD（放电深度）、85%充放电效率来计算，每年执行330个自然日的充放电循环，5MW/10MWh储能项目每年峰谷电价差套利空间约为308万元，考虑储能放电削峰可能导致的企业基础电费降低的情况，按照每年320万元，电池充放循环寿命6000次计算(*新数据可达10000次以上)，项目可运行9.1年以上。
结合近期大型储能项目中标价格，储能项目EPC总承包成本约为1700元/kWh，减去上海的储能补贴，初始投资为1500万元，按照每年1%的维护成本，3%的衰减折旧率计算，投资回收期约为5.6年，相比之前动辄8-10年的投资回收期，已经大大缩短，再则锂电池成本也在不断降低，循环寿命则在提高，相信随着储能在电网中的重要性凸显，储能项目的投资回收期会越来越短。
4 储能电站运维
在储能行业前景一片大好的同时，储能电站的安全运维也至关重要。GB/T 42288-2022 《电化学储能电站安全规程》对储能电站的监控系统有明确要求，监控系统应具备数据采集处理、监视报警、控制调节、自诊断及自恢复等功能，应具备手动控制和自动控制方式，自动控制功能可投退。《北京市新型储能电站运行监督管理办法（试行）》文件明确：要求大、中型储能电站应建立状态运行及预警预测平台，小型储能电站应实现状态运行监测，实时监控系统运行工况。
Acrel-2000MG微电网能量管理系统能够对企业微电网的源（市电、分布式光伏、风机）、网（企业内部配电网）、荷 （固定负荷和可调负荷）、储能系统、新能源汽车充电负荷进行实时监测和优化控制策略，保护微电网储能系统运行安全，实现不同目标下源网荷储资源之间的灵活互动，增加多策略控制下系统的稳定运行和收益*大化，提升微电网运行安全，降低运维成本。
4.1 数据采集及处理
系统通过测控单元与储能装置、电池管理系统(BMS)、汽车充电桩、风机逆变器、光伏逆变器进行实时信息的和处理，实时采集模拟量、开关量。
4.2 监视报警
微电网能量管理系统应具有事故报警和预告报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息或电芯过压、电芯欠压、电池簇过压告警、电池簇欠压告警等，**储能系统运行安全。
4.3 运行监控
微电网能量管理系统是储能系统与运行人员联系的主要方式，系统可提供重要参数的显示和必要操作，包括储能系统主要储能装机容量、充放电策略设置、单次充放电量与时间、SOC曲线、收益及储能系统运行状态参数，手动和自动控制，控制调节对象包括直流开关、各电压等级的电动操作开关、主要设备的启动退出、PCS功率设定、装置运行参数设定等。
4.6 充电桩监测
系统具备和企业充电桩系统或设备的软件接口，充电桩数据接入微电网能量管理系统进行集中监控，监测充电桩的运行状态，根据企业负荷率变化控制和调节充电桩的充电功率，使企业微电网稳定安全运行。
4.7 电能质量监测
监测微电网重要回路的电压波动与闪变、电压暂升/暂降、短时中断情况，实时记录事件并故障录波，为电能质量分析与治理提供数据来源。及时采取相应的措施提高配电系统的可靠性，减少因谐波造成的供电事故的发生。
4.8 自诊断和自恢复
系统具备在线诊断能力，对系统自身的软硬件运行状况进行诊断，发现异常时，予以报警和记录，必要时采取自动恢复措施。
5 微电网数字化系统硬件设备
除了微电网能量管理系统软件外，还具备现场传感器、智能网关等设备，还包括了高低压配电综合保护和监测产品、电能质量在线监测装置、电能质量治理、新能源充电桩、电气消防类解决方案等，可以为企业微电网数字化提供一站式服务能力。
4 结束语
在新能源装机容量逐年增加以及电网运行安全要求驱动下，储能行业未来将会得到越来越多的政策支持，本次上海市分时电价机制的调整也正是基于上海电网负荷的特点做出的调整，加大峰谷套利空间以促进新能源，特别是储能行业的发展，可以想象未来也会有越来越多的资本投入促使行业迅速发展，从而提高电网运行安全，提升电能使用效率。但是微电网系统，特别是储能电站的运行安全不容忽视，需要严格按照标准，建立微电网能量监测系统对储能电站进行监视、预警和充放电策略控制，**安全生产的前提下使储能项目的收益较
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