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近期，高温天气频发，多地发布高温橙色预警甚至红色预警。 今天，北京东南部、河北南部、河南北部、浙江东部、福建东部等部分地区气温可达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超过历史极值，气象预测今年夏季气温将高于常年同期。
持续高温带来用电高峰，电力供需矛盾也开始显现。 7月3日，浙江电网用电负荷突破1亿千瓦，比去年提前8天，创历史新高； 此前，江苏电网5月29日用电负荷突破1亿千瓦，比去年夏季提前19天。
夏季一直是用电高峰期，极端天气下，电力系统保供压力较大，多地都出台了高峰保电预案。 国家能源局副局长于兵指出，近期不少地区气温大幅上升，用电高峰期提前。 迎峰度夏电力供应总体得到保障，但区域性、时段性供需矛盾仍待解决。
据山东卫视报道，山东用电负荷已连续10天突破9000万千瓦。 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，具体措施包括活电消缺、储能调度等。
目前，山东光伏装机容量已达4269万千瓦，投运储能规模达511万千瓦，位居全国第一。 山东创新储能调度运行机制，采用现货交易、容量补偿、租赁等方式，提高储能利用效率。 国网山东电控中心水电与新能源部四级工作人员刘军介绍，“全省各类储能电站高峰时段发电量超过450万千瓦。目前，我省发电量可达7600万千瓦，“外电进山东”超过2200万千瓦，全省电力供需总体稳定。
此外，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》也提出，加快实时需求响应能力建设，鼓励负荷聚合商代理建筑空调、城市用电等电力需求。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。
▌电力紧缺带动储能装机意愿增加，峰谷价差拉大，储能收益率提升
国泰君安指出，极端天气频发，推动我国加快建设以市场化资源配置为核心的新型电力体系，带动火电电源侧柔性化改造和能源释放存储市场。
华福证券也表示，预计今年夏季电力供应仍将偏紧。 为了保证生产、提高电力可控性，企业必然会加大安装工商业储能的意愿。
同时，夏季多地实行错峰电价，错峰用电成本增加，也带来峰谷电价差加大。 据储能和电力市场统计，7月份，全国24个地区峰谷电价差超过0.7元/千瓦时。 从环比来看，6月份15个地区范围明显扩大； 与去年同期相比，近70%的地区7月份峰谷价差同比增长。
分析人士认为，无论是出于平滑高峰用电成本的目的，还是考虑峰谷套利的目的，储能的经济性都会增加。 上海证券补充称，随着电力市场化的推进，整体峰谷电价差有望持续扩大，带动工商业储能项目回报率提升。
▌探探储能系统行业装机价格及招标数据亮眼
从储能本身成本来看，近期碳酸锂价格回落企稳，储能投资成本下降，储能系统价格大幅下降。 CNESA数据显示，2023年6月，储能系统（2h磷酸铁锂，不含用户侧）平均投标价格为1.082元/Wh，同比下降24%，环比下降下降12%，较1月份下降25%。
此外，亮眼的装机量和招标数据也在一定程度上印证了储能行业的强劲需求。
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个新增储能项目投运，装机容量3.02GW，同比同比增长629.12%。
据储能与电力市场及CBES统计，2023年Q2国内储能招标规模将达到24.1GWh，同比/环比增长189%/53%； 华安证券数据显示，6月份招标总规模为9.2GW/19.9GWh，环比增长94.2%。
值得一提的是，政策面，江苏、河南、山东、广东等地也持续发文支持新能源发展，要求严格按照储能标准配置储能设施。发展规划中承诺的比例。 目前，全国各省份新能源配置和储能比例基本在10%-20%，鼓励一些地方提高到25%以上。
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