近期高温天气频发，多地已发布高温橙色预警甚至红色预警。今日北京东南部、河北南部、河南北部及浙江东部、福建东部等局部地区气温可达40℃以上。据不完全统计，我国19个国家气象观测站最高气温已突破历史极值，气象预测今夏气温较常年同期偏高。

　　持续高温带来了用电高峰，电力供需矛盾也开始浮现。7月3日，浙江电网用电负荷破1亿千瓦，较去年提早8天，并创下历史新高；此前，江苏电网用电负荷于5月29日突破1亿千瓦，比去年夏季提前19天。

　　夏季历来为用电高峰时段，而极端天气下，电力系统保供承压，多地发布迎峰保供方案。国家能源局副局长余兵便指出，近期多个地区气温大幅攀升，用电高峰期提前。迎峰度夏期间电力供应总体有保障，但区域性、时段性供需矛盾仍需着力解决。

　　据山东卫视报道，日前山东已连续10天用电负荷超过9千万千瓦。面对高温高负荷挑战，山东全力保障人民群众生产生活用电，具体措施便包括带电消缺、储能调度等。

　　目前，山东光伏装机量达4269万千瓦，在运储能规模达到511万千瓦，均居全国首位。山东创新储能调度运行机制，利用现货交易、容量补偿、租赁等方式，提高储能利用效率。国网山东电力调控中心水电及新能源处四级职员刘军表示，“全省各类储能电站在用电高峰时段发电出力超过450万千瓦。目前，我省省内电源出力能达7600万千瓦，‘外电入鲁’超2200万千瓦，全省电力供需总体平稳。”

　　此外，于6月27日发布的《安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知》中，也提出，加快推进实时需求响应能力建设，鼓励负荷聚合商代理楼宇空调、城市景观照明、5G基站、用户侧储能、电动汽车等灵活资源参与实时需求响应。

　　电力紧张带动储能加装意愿提升 峰谷价差拉大提升储能收益率

　　国泰君安指出，极端天气频发，推动我国以市场化资源调配为核心的新型电力系统加速建设，带动电源侧火电灵活性改造+储能市场释放。

　　华福证券也表示，预计今年夏天依然电力供应偏紧，企业为保障生产、提升电力可控性，加装工商业储能意愿势必提升。

　　与此同时，夏季多地实行尖峰电价，峰时用能成本提高，也带来峰谷价差提升。据储能与电力市场统计，7月全国24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，环比来看，较6月15个区域范围明显扩大；同比来看，近七成区域7月峰谷价差同比增长。

　　分析师认为，不管是出于平抑高峰用电成本或出于峰谷套利考虑，储能经济性都将增加。上海证券补充称，随着电力市场化的推进，峰谷价差整体有望持续扩大，带动工商业储能项目收益率提升。

　　储能系统价格下探 行业装机及招标数据亮眼

　　从储能本身的成本端来看，近期碳酸锂价格下跌企稳，储能投资成本降低，储能系统价格下降明显。根据CNESA数据显示，2023年6月储能系统（2h磷酸铁锂，不含用户侧）中标均价1.082元/Wh，同比减少24%，环比减少12%，较1月价格下降25%。

　　另外，亮眼的装机与招标数据，也在一定程度上印证了储能行业旺盛的需求。

　　据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，今年1-5月共有97个新型储能项目投运，装机功率达3.02GW，同比增长629.12%。

　　另据储能与电力市场和CBES统计，2023年Q2国内储能招标规模达到24.1GWh，同/环比增加189%/53%；储能中标规模21.8GWh，环比增长185%。华安证券数据显示，6月招标规模合计9.2GW/19.9GWh，环比上涨94.2%。

　　值得一提的是，政策端来说，江苏、河南、山东、广东等地也持续发文，支撑新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施。目前，全国各省份新能源配置储能比例基本在10%-20%，部分地方鼓励提高至25%以上。

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