7月2日，一位在儲能行業創業十年并堅守至今的儲能人，忍不住在朋友圈發了一條信息——10年前創業時對儲能產業的展望已經逐步變為現實。
這一天，國家發改委網站正式發布《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》(下稱《意見》)。這份文件中關于“完善峰谷電價形成機制”的短短一段表述，引起了儲能行業極大關注。
文件中說：“加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷。省級價格主管部門可在銷售電價總水平不變的前提下，建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行范圍，合理確定并動態調整峰谷時段，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電。鼓勵市場主體簽訂包含峰、谷、平時段價格和電量的交易合同。利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展。利用現代信息、車聯網等技術，鼓勵電動汽車提供儲能服務，并通過峰谷價差獲得收益。完善居民階梯電價制度，推行居民峰谷電價。”
這份文件對于儲能行業來說，意義是重大的。
去年10月五部委聯合出臺的《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》中，儲能的戰略發展定位得到了明確，并明確提出了十年分兩步走的產業發展目標，然而并未提及有關儲能補貼的問題。相反，該文件鼓勵儲能項目開發商自行尋找盈利方式，比如利用一些現有電力市場機制，如提供輔助服務;以及未來可能出臺的機制，比如抽水蓄能領域中類似的容量支付費用等。
關于儲能發展的價格機制，此次發改委的《意見》中明確指出要“利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展”。國家發改委價格司司長岳修虎在解讀此次發改委的《意見》時表示，“儲能企業可以通過買低谷時的低價電，出售高價電，這樣就可以實現盈利，實現良性發展。”利用峰谷電價差套利這一行業一直探索的儲能商業模式也因此得到了官方肯定。
根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)統計，2012~2016年全球電化學儲能累計裝機量復合增長率達到32%，是發展最為迅速的儲能技術;截止2017年底，國內已投運電化學儲能累計規模為389.8MW，新增規劃、在建裝機規模為705.3MW，預計新建項目的陸續投產將支撐電化學儲能維持較高增速。2017年，中國新增投運電化學儲能項目121MW，按應用場景，主要分布在集中式可再生能源并網、輔助服務和用戶側等領域。其中，用戶側領域的功率規模最大，超過70MW。
關于加大峰谷電價的實施力度，岳修虎解釋道，這次《意見》進一步加大了峰谷電價政策執行力度，讓地方結合自己的實際，可以擴大峰谷電價政策的執行范圍。另一方面，可以自己確定和動態調整時段，究竟什么時候是峰，什么時候是谷，可以由各地根據自己情況來確定。而且還可以允許他們拉大高峰和低谷時段電價的價差。
中關村儲能產業技術聯盟研究員李岱昕對能見 Eknower表示，對于工商業用戶側儲能，若拉大峰谷價差，對于增加現在用戶側儲能削峰填谷的收益會有直接幫助。對居民用戶側來說，如果峰谷價差足夠大，未來類似于德國那種的戶用光儲自發自用也會逐步顯現市場機會。
目前的用戶側儲能項目中，以峰谷電價差較大的江蘇(峰谷價差最大可至9毛多一度電)、北京等省市經濟發達地區最為集中。
能見Eknower整理目前全國的峰谷電價政策發現，全國34個省級行政區，共有北京、廣東、海南、河北、河南、江蘇、寧夏、陜西、山西、上海、新疆、天津、浙江、甘肅、云南、青海16個省市執行峰谷電價政策。
中國物理與化學電源協會儲能應用分會秘書長劉勇對能見 Eknower 表示，各地對于峰谷價差政策的制定有著相當多的自身的考量，包括用電結構、對儲能產業的支持力度等。
也有行業人士表示，發改委此次文件的下發也有可能使得一些原本就有降低電網峰谷差需求的東部經濟發達地區加快峰谷電價政策的落地。
對于目前的峰谷電價水平，行業普遍認為，推動用戶側儲能行業的發展，峰谷電價差7毛是一個檻。
不過國網江蘇省電力公司營銷部一位負責人對能見Eknower 表示，價差7毛以上只是意味著儲能有了更多的參與用戶側儲能市場的機會，但也要區分具體的電池種類，磷酸鐵鋰和鉛炭的成本是有差別的，包括電池的壽命、儲能電站的規模，以及用電企業的穩定性都會對最終的收益產生影響。
從目前市場競爭格局來看，鋰電池和鉛蓄電池占據大部分電化學儲能市場。電化學儲能載體是各種二次電池，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池和液流電池等。從各種儲能電池性能比較來看，鋰電池與鉛蓄電池由于產業化基礎較好，相比其他路線具有明顯成本優勢，因此是目前電化學儲能的主要參與者。從全球電化學儲能技術分布上來看，鋰離子電池功率規模最大，2017 年新增投運功率規模846MW，在電化學儲能中占比超過90%;而國內份額則主要被鋰離子電池和鉛蓄電池占據，2016、2017 年新增電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池，其中2017 年兩者占比分別達到 51%、49%。
不過，劉勇表示，“就目前的市場來說，鉛炭電池技術有較大的優勢，鋰電優勢還不夠明顯。”
近年電價普遍下行的大環境也使得一些行業人士對峰谷電價的拉大持悲觀態度，2018年政府工作報告在談到“大幅降低企業非稅負擔”時提出，要降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。“峰谷電價倍數變高但絕對值不高，還是很難賺錢。”一位儲能企業高管對能見Eknower表示。
作為我國的用戶側儲能最熱門的地區，江蘇省除了出臺峰谷電價政策，也正在積極推動以及研究更多的需求響應以及儲能調峰調頻等其它激勵措施。劉勇認為，儲能行業的發展還需要更多的產業政策支持，包括稅收、社會資本的接入、并網接入支持等更多有利的組合拳的形式，給市場提供一個良性的發展空間。
盡管依然存在悲觀的聲音，但是這個市場是值得期待的。如果峰谷電價價差提高，會帶來多大的儲能市場空間?以風電和光伏為例，根據機構統計的數據，截止2017年底，我國風電、集中式光伏合計裝機量265GW，按儲能裝置配套比例10%測算，有望產生26.5GW需求。這顯然是一個龐大的市場機會。同時，分布式光伏的爆發式增長，也有望帶動電化學儲能在分布式光伏領域用戶側套利應用。
CNESA 今年4月提供的行業研究白皮書顯示，中國的儲能市場未來3年主要場景分布中，商用節能占到27.8%，調峰調頻占到24.1%，戶用光伏占到18.5%。此次新政對于用戶側儲能市場份額到底有多大的提升還需看政策具體的執行力度。
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