2020年的12月19日，云南省發(fā)改委和能源局聯(lián)合下發(fā)了《2021年云南電力市場化交易方案》，僅僅不到兩周，就完成了2021年度電力市場中長期交易成交合同，交易電量1248億kwh，同比前三年平均電量的135.7%，對廣大電源企業(yè)還是用戶都吃一顆定心丸。

其中，球哥注意到，對峰谷電價(jià)的標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)施方案給出了明確規(guī)定：峰谷電價(jià)比例為3：1。

（三）具備峰谷分時計(jì)費(fèi)條件的一般工商業(yè)用戶，注冊 進(jìn)入市場后繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價(jià)。市場化交易形成的成交 電價(jià)為平時段電價(jià)，根據(jù)用電時段，峰時段電價(jià)上浮 50%、 谷時段電價(jià)下浮 50%（其中獨(dú)立價(jià)區(qū)用戶峰谷浮動標(biāo)準(zhǔn)按照 — 5 — 地方政策執(zhí)行），確定峰、谷時段電價(jià)，結(jié)算時根據(jù)峰、平、 谷時段用電量，分別計(jì)算各時段電費(fèi)。執(zhí)行峰谷分時電價(jià)產(chǎn) 生的差額收益納入不平衡資金。大工業(yè)用戶市場化交易形成 的價(jià)格為全時段價(jià)格。根據(jù)市場發(fā)展或國家有關(guān)改革要求， 探索開展大工業(yè)用戶帶曲線交易和結(jié)算。

按道理說，這個價(jià)格差應(yīng)該感到高興才是，但云南的電價(jià)是通過市場化交易，2019的年均電價(jià)0.181元/kwh，2020年應(yīng)該要比2019年高，也就在0.2元/kwh左右，按照方案的計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)，峰谷價(jià)格為0.3元/khw：0.1元/kwh，0.2元/kwh的價(jià)格差無法實(shí)現(xiàn)目前調(diào)峰儲能的盈利。

儲能是一種服務(wù)：未來必不可少的電力輔助服務(wù)

儲能是一種服務(wù)，服務(wù)就要收費(fèi)，天底下沒有免費(fèi)的服務(wù)，提供這種服務(wù)肯定有成本，享受服務(wù)就必須有代價(jià)，但是如果儲能這種服務(wù)的成本遠(yuǎn)高于市場能提供的價(jià)格，那么儲能這種服務(wù)就無法實(shí)施。很顯然，云南的0.2元/kwh的價(jià)格差，按照現(xiàn)在10%容量2h的服務(wù)，每天充放2次，度電服務(wù)的成本至少不能低于0.3元/kwh，云南的這種峰谷價(jià)差根本就沒法實(shí)現(xiàn)儲能，即使未來儲能的成本低到0.6-0.8元/w，這種價(jià)差估計(jì)也是零利潤。而未來，隨著工業(yè)化程度越來越高，用電的峰谷負(fù)荷會越來越大，調(diào)峰的壓力也會越來越大，如果不能把儲能的合理化收益問題解決，隨著新能源結(jié)構(gòu)性比例增加，未來的電源建設(shè)供需矛盾會越來越突出：裝機(jī)很多，用電高峰負(fù)荷不夠，低谷期符合過剩。

實(shí)際上，2009年，云南省還沒有實(shí)行電改前，也出臺了最近的一版峰谷電價(jià)的制度：《云南省發(fā)展和改革委員會關(guān)于調(diào)整云南電網(wǎng)豐枯季節(jié)和峰谷分時電價(jià)政策有關(guān)問題的通知》（云發(fā)改價(jià)格[2009]744號 2009年5月9日），通知要求：將峰谷電價(jià)上、下浮動比例調(diào)整為50%。但當(dāng)初的電價(jià)基準(zhǔn)電價(jià)是基于水電火電的枯平期和豐水期的電價(jià)，電價(jià)基準(zhǔn)電價(jià)平均在0.3元/kwh左右，也就是說用電高峰期可能電價(jià)達(dá)到0.9元/kwh甚至更高，峰谷差價(jià)也在0.6元/kwh。

雷聲大，雨點(diǎn)小：為什么儲能實(shí)施這么難

2020年以來，儲能圈熱鬧非凡，但實(shí)際真正投產(chǎn)的項(xiàng)目卻寥寥無幾，湖南的28個儲能項(xiàng)目共388.6 MW/777.2MWh，僅有國電投武凌電力，三峽新能源，國電投江西電力正式啟動儲能招標(biāo)，而且這幾個項(xiàng)目屬于有補(bǔ)貼的項(xiàng)目，而其余分散式項(xiàng)目無一招標(biāo)。

儲能成本高，峰谷電價(jià)差小，無法讓儲能獲利，可能是儲能實(shí)施難的核心。和峰谷價(jià)差的核心在政策，如何引導(dǎo)儲能發(fā)展，短期內(nèi)可能是儲能發(fā)展的瓶頸。根據(jù)儲能行業(yè)專家介紹，1.5元/wh的成本，峰谷價(jià)差必須達(dá)到0.65元/kwh（最低價(jià)），即使達(dá)到1元/kwh，峰谷價(jià)差也必須達(dá)到0.5元/kwh（最低價(jià)），而儲能和光伏組件類似，沒有一定的規(guī)模，也無法改變價(jià)格的走向，而前期如何能讓儲能達(dá)到最低的收益率，政策的導(dǎo)向作用就顯而易見了。

儲能商業(yè)模式正在發(fā)生改變：共享儲能時代正在來臨

唯一可圈可點(diǎn)的是12月21日，國網(wǎng)湖南綜合能源公司湖南郴州、永州、婁底、邵陽四地新能源配套儲能工程項(xiàng)目儲能電池等核心設(shè)備租賃中標(biāo)公示。南都電源、湖南三迅、華自科技聯(lián)合體，上海電氣，智光儲能，許繼電氣分別獲得中標(biāo)四個項(xiàng)目，中標(biāo)總額3532.89萬元，平均租賃價(jià)格都在0.25-0.3元/wh。實(shí)際上這已經(jīng)不是進(jìn)行儲能項(xiàng)目建設(shè)，而是改變了儲能的傳統(tǒng)打法，直接從服務(wù)供應(yīng)商轉(zhuǎn)為租賃服務(wù)，這可能也是服務(wù)的一種特性。

儲能電站

國網(wǎng)湖南的租賃模式只是儲能發(fā)展的一個代表，作為儲能電池（單獨(dú)提電化學(xué)儲能），過去2-3年可能也是儲能發(fā)展的一個瓶頸期，價(jià)格一直在1.6-2元/wh，直到202年底，青海某儲能項(xiàng)目爆出1.2元/wh的報(bào)價(jià)，似乎開始了儲能的降本信號，由于儲能涉及到電源側(cè)，用電側(cè)，電網(wǎng)公司，售電公司等多方利益，而電力的生產(chǎn)銷售是國家能源主管部門管控范圍，要在短期內(nèi)把儲能服務(wù)和電力的生產(chǎn)銷售有機(jī)結(jié)合，還需一段路程要走。

且行且珍惜，儲能任重道遠(yuǎn)。

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