中东部地区储能峰谷电价差套利路子将变宽

日前，国家发展改革委发布了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(简称《意见》)，《意见》明确指出，要完善峰谷电价形成机制，加大峰谷电价实施力度，建立峰谷电价动态调整机制，扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制促进储能发展。

峰谷差拉大促进中东部储能发展

一直以来，峰谷电价差套利是储能产业重要的商业模式之一，就储能所有商业模式来说，峰谷电价差套利是目前盈利模式最清晰、运用得最成熟的模式之一，这种模式在我国中东部省份应用较多，其中江苏尝试最早，装机规模最大。

一般来说，0.7元是储能峰谷价差套利的一个门槛，迈过这个门槛，储能就有盈利空间。但是目前国内峰谷价差能达到这个数的省份仍然较少。

目前全国34个省级行政区中，共有北京、广东、海南、河北、河南、江苏、宁夏、

陕西、山西、上海等16个省市执行峰谷电价政策。而其中仅有江苏、北京两地的峰谷电价差能超过0.7元，江苏工业电价峰谷价差全国最高，最大可达0.89元(35千伏)，北京工商业峰谷价差全国最高，最大可达1.14元 (1~10千伏)。除此之外，上海、广东、浙江等地的峰谷电价差也相对乐观。

而此次《意见》从国家层面释放出将进一步加大峰谷电价政策执行力度的信号。国家发展改革委价格司相关负责人表示，一方面让地方结合自己的实际，扩大峰谷电价政策的执行范围;另一方面把确定和动态调整峰谷时段的权限也下放给地方，允许地方自己拉大峰谷电价差。这对于中东部省份的储能发展来说，无疑是一大福音。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉中国电力报记者，目前我国总体峰谷电价差普遍偏低，在那些经济发达、用电负荷高的省份，虽然当前峰谷电价差已经比较可观，但是差值还远远不够，可以进一步拉大到倍数差。此外，他认为，峰谷电价政策还应该普及到居民用电范围，这对电力系统削峰填谷作用更明显。

市场机制完善 还需协调好各方利益

近年来，随着我国新能源发电装机比例的不断提高，能够平抑新能源发电出力、促进新能源发电消纳、保障电网稳定运行、减少电网基础建设投资的储能装置越来越被行业所认可，政府对储能产业的态度也是大力鼓励扶持。

但是与光伏和新能源汽车产业扶持政策不同的是，政府对储能产业的鼓励方式更侧重于利用市场机制和价格机制进行激励，而非以直接发放补贴的形式。因此，市场机制和价格机制的完善，对储能发展起着至关重要的作用。

一段时间以来，政府出台的政策中涉及储能的有很多，如《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》、《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》等，这些政策的出台逐步完善了储能走向商业化所必需的市场机制和价格机制，但是程度仍然远远不够。

中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生表示：“现行的电力市场难以对储能应用所实现的价值进行量化，储能在市场中也就无法真正实现其作为商品的属性。因此，对于大多数的储能应用场景来说，确立储能的参与身份是第一步，制定合理的价格补偿机制则更为重要。”以峰谷电价差套利模式为例，目前政策提出的加大峰谷电价政策执行力度对储能确实有较大促进作用，但是对投入储能减少的容量电费计算目前政策还没有提及。

对此，国网冀北电力科学研究院新能源研究所所长刘辉表示，储能市场机制和价格机制的完善，要充分考虑到各方面的利益，是一个协调各方利益的过程。如峰谷电价差拉大虽然对储能产业来说是利好，但是却损害了电网企业的利益。

在参与辅助服务领域也是如此，目前储能仍较少以独立身份参加电力调峰调频等辅助服务，究其原因就在于独立储能电站参与辅助服务市场对发电厂的利益存在一定损害。