官方认可峰谷价差套利模式 储能行业风口已至

7月2日，一位在储能行业创业十年并坚守至今的储能人，忍不住在朋友圈发了一条信息——10年前创业时对储能产业的展望已经逐步变为现实。

这一天，国家发改委网站正式发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(下称《意见》)。这份文件中关于“完善峰谷电价形成机制”的短短一段表述，引起了储能行业极大关注。

文件中说：“加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。省级价格主管部门可在销售电价总水平不变的前提下，建立峰谷电价动态调整机制，进一步扩大销售侧峰谷电价执行范围，合理确定并动态调整峰谷时段，扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电。鼓励市场主体签订包含峰、谷、平时段价格和电量的交易合同。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。利用现代信息、车联网等技术，鼓励电动汽车提供储能服务，并通过峰谷价差获得收益。完善居民阶梯电价制度，推行居民峰谷电价。”

这份文件对于储能行业来说，意义是重大的。

去年10月五部委联合出台的《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》中，储能的战略发展定位得到了明确，并明确提出了十年分两步走的产业发展目标，然而并未提及有关储能补贴的问题。相反，该文件鼓励储能项目开发商自行寻找盈利方式，比如利用一些现有电力市场机制，如提供辅助服务;以及未来可能出台的机制，比如抽水蓄能领域中类似的容量支付费用等。

关于储能发展的价格机制，此次发改委的《意见》中明确指出要“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”。国家发改委价格司司长岳修虎在解读此次发改委的《意见》时表示，“储能企业可以通过买低谷时的低价电，出售高价电，这样就可以实现盈利，实现良性发展。”利用峰谷电价差套利这一行业一直探索的储能商业模式也因此得到了官方肯定。

根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，2012~2016年全球电化学储能累计装机量复合增长率达到32%，是发展最为迅速的储能技术;截止2017年底，国内已投运电化学储能累计规模为389.8MW，新增规划、在建装机规模为705.3MW，预计新建项目的陆续投产将支撑电化学储能维持较高增速。2017年，中国新增投运电化学储能项目121MW，按应用场景，主要分布在集中式可再生能源并网、辅助服务和用户侧等领域。其中，用户侧领域的功率规模最大，超过70MW。

关于加大峰谷电价的实施力度，岳修虎解释道，这次《意见》进一步加大了峰谷电价政策执行力度，让地方结合自己的实际，可以扩大峰谷电价政策的执行范围。另一方面，可以自己确定和动态调整时段，究竟什么时候是峰，什么时候是谷，可以由各地根据自己情况来确定。而且还可以允许他们拉大高峰和低谷时段电价的价差。

中关村储能产业技术联盟研究员李岱昕对能见 Eknower表示，对于工商业用户侧储能，若拉大峰谷价差，对于增加现在用户侧储能削峰填谷的收益会有直接帮助。对居民用户侧来说，如果峰谷价差足够大，未来类似于德国那种的户用光储自发自用也会逐步显现市场机会。

目前的用户侧储能项目中，以峰谷电价差较大的江苏(峰谷价差最大可至9毛多一度电)、北京等省市经济发达地区最为集中。

能见Eknower整理目前全国的峰谷电价政策发现，全国34个省级行政区，共有北京、广东、海南、河北、河南、江苏、宁夏、陕西、山西、上海、新疆、天津、浙江、甘肃、云南、青海16个省市执行峰谷电价政策。

中国物理与化学电源协会储能应用分会秘书长刘勇对能见 Eknower 表示，各地对于峰谷价差政策的制定有着相当多的自身的考量，包括用电结构、对储能产业的支持力度等。

也有行业人士表示，发改委此次文件的下发也有可能使得一些原本就有降低电网峰谷差需求的东部经济发达地区加快峰谷电价政策的落地。

对于目前的峰谷电价水平，行业普遍认为，推动用户侧储能行业的发展，峰谷电价差7毛是一个槛。

不过国网江苏省电力公司营销部一位负责人对能见Eknower 表示，价差7毛以上只是意味着储能有了更多的参与用户侧储能市场的机会，但也要区分具体的电池种类，磷酸铁锂和铅炭的成本是有差别的，包括电池的寿命、储能电站的规模，以及用电企业的稳定性都会对最终的收益产生影响。

从目前市场竞争格局来看，锂电池和铅蓄电池占据大部分电化学储能市场。电化学储能载体是各种二次电池，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等。从各种储能电池性能比较来看，锂电池与铅蓄电池由于产业化基础较好，相比其他路线具有明显成本优势，因此是目前电化学储能的主要参与者。从全球电化学储能技术分布上来看，锂离子电池功率规模最大，2017 年新增投运功率规模846MW，在电化学储能中占比超过90%;而国内份额则主要被锂离子电池和铅蓄电池占据，2016、2017 年新增电化学储能几乎全部采用锂离子电池和铅蓄电池，其中2017 年两者占比分别达到 51%、49%。

不过，刘勇表示，“就目前的市场来说，铅炭电池技术有较大的优势，锂电优势还不够明显。”

近年电价普遍下行的大环境也使得一些行业人士对峰谷电价的拉大持悲观态度，2018年政府工作报告在谈到“大幅降低企业非税负担”时提出，要降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。“峰谷电价倍数变高但绝对值不高，还是很难赚钱。”一位储能企业高管对能见Eknower表示。

作为我国的用户侧储能最热门的地区，江苏省除了出台峰谷电价政策，也正在积极推动以及研究更多的需求响应以及储能调峰调频等其它激励措施。刘勇认为，储能行业的发展还需要更多的产业政策支持，包括税收、社会资本的接入、并网接入支持等更多有利的组合拳的形式，给市场提供一个良性的发展空间。

尽管依然存在悲观的声音，但是这个市场是值得期待的。如果峰谷电价价差提高，会带来多大的储能市场空间?以风电和光伏为例，根据机构统计的数据，截止2017年底，我国风电、集中式光伏合计装机量265GW，按储能装置配套比例10%测算，有望产生26.5GW需求。这显然是一个庞大的市场机会。同时，分布式光伏的爆发式增长，也有望带动电化学储能在分布式光伏领域用户侧套利应用。

CNESA 今年4月提供的行业研究白皮书显示，中国的储能市场未来3年主要场景分布中，商用节能占到27.8%，调峰调频占到24.1%，户用光伏占到18.5%。此次新政对于用户侧储能市场份额到底有多大的提升还需看政策具体的执行力度。

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