云南峰谷電價比例達到3:1依然無法儲能--2020年儲能發展步履維艱
2020年的12月19日，云南省發改委和能源局聯合下發了《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%，對廣大電源企業還是用戶都吃一顆定心丸。
其中，球哥注意到，對峰谷電價的標準，實施方案給出了明確規定：峰谷電價比例為3：1。
（三）具備峰谷分時計費條件的一般工商業用戶，注冊 進入市場后繼續執行峰谷分時電價。市場化交易形成的成交 電價為平時段電價，根據用電時段，峰時段電價上浮 50%、 谷時段電價下浮 50%（其中獨立價區用戶峰谷浮動標準按照 — 5 — 地方政策執行），確定峰、谷時段電價，結算時根據峰、平、 谷時段用電量，分別計算各時段電費。執行峰谷分時電價產 生的差額收益納入不平衡資金。大工業用戶市場化交易形成 的價格為全時段價格。根據市場發展或國家有關改革要求， 探索開展大工業用戶帶曲線交易和結算。
按道理說，這個價格差應該感到高興才是，但云南的電價是通過市場化交易，2019的年均電價0.181元/kwh，2020年應該要比2019年高，也就在0.2元/kwh左右，按照方案的計算標準，峰谷價格為0.3元/khw：0.1元/kwh，0.2元/kwh的價格差無法實現目前調峰儲能的盈利。
儲能是一種服務：未來必不可少的電力輔助服務
儲能是一種服務，服務就要收費，天底下沒有免費的服務，提供這種服務肯定有成本，享受服務就必須有代價，但是如果儲能這種服務的成本遠高于市場能提供的價格，那么儲能這種服務就無法實施。很顯然，云南的0.2元/kwh的價格差，按照現在10%容量2h的服務，每天充放2次，度電服務的成本至少不能低于0.3元/kwh，云南的這種峰谷價差根本就沒法實現儲能，即使未來儲能的成本低到0.6-0.8元/w，這種價差估計也是零利潤。而未來，隨著工業化程度越來越高，用電的峰谷負荷會越來越大，調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，隨著新能源結構性比例增加，未來的電源建設供需矛盾會越來越突出：裝機很多，用電高峰負荷不夠，低谷期符合過剩。
實際上，2009年，云南省還沒有實行電改前，也出臺了最近的一版峰谷電價的制度：《云南省發展和改革委員會關于調整云南電網豐枯季節和峰谷分時電價政策有關問題的通知》（云發改價格[2009]744號 2009年5月9日），通知要求：將峰谷電價上、下浮動比例調整為50%。但當初的電價基準電價是基于水電火電的枯平期和豐水期的電價，電價基準電價平均在0.3元/kwh左右，也就是說用電高峰期可能電價達到0.9元/kwh甚至更高，峰谷差價也在0.6元/kwh。
雷聲大，雨點小：為什么儲能實施這么難
2020年以來，儲能圈熱鬧非凡，但實際真正投產的項目卻寥寥無幾，湖南的28個儲能項目共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，而且這幾個項目屬于有補貼的項目，而其余分散式項目無一招標。
儲能成本高，峰谷電價差小，無法讓儲能獲利，可能是儲能實施難的核心。和峰谷價差的核心在政策，如何引導儲能發展，短期內可能是儲能發展的瓶頸。根據儲能行業專家介紹，1.5元/wh的成本，峰谷價差必須達到0.65元/kwh（最低價），即使達到1元/kwh，峰谷價差也必須達到0.5元/kwh（最低價），而儲能和光伏組件類似，沒有一定的規模，也無法改變價格的走向，而前期如何能讓儲能達到最低的收益率，政策的導向作用就顯而易見了。
儲能商業模式正在發生改變：共享儲能時代正在來臨
唯一可圈可點的是12月21日，國網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目儲能電池等核心設備租賃中標公示。南都電源、湖南三迅、華自科技聯合體，上海電氣，智光儲能，許繼電氣分別獲得中標四個項目，中標總額3532.89萬元，平均租賃價格都在0.25-0.3元/wh。實際上這已經不是進行儲能項目建設，而是改變了儲能的傳統打法，直接從服務供應商轉為租賃服務，這可能也是服務的一種特性。
儲能電站
國網湖南的租賃模式只是儲能發展的一個代表，作為儲能電池（單獨提電化學儲能），過去2-3年可能也是儲能發展的一個瓶頸期，價格一直在1.6-2元/wh，直到202年底，青海某儲能項目爆出1.2元/wh的報價，似乎開始了儲能的降本信號，由于儲能涉及到電源側，用電側，電網公司，售電公司等多方利益，而電力的生產銷售是國家能源主管部門管控范圍，要在短期內把儲能服務和電力的生產銷售有機結合，還需一段路程要走。
且行且珍惜，儲能任重道遠。
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