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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。
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