日前，國家發展改革委發布了《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》(簡稱《意見》)，《意見》明確指出，要完善峰谷電價形成機制，加大峰谷電價實施力度，建立峰谷電價動態調整機制，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，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。

峰谷差拉大促進中東部儲能發展

一直以來，峰谷電價差套利是儲能產業重要的商業模式之一，就儲能所有商業模式來說，峰谷電價差套利是目前盈利模式最清晰、運用得最成熟的模式之一，這種模式在我國中東部省份應用較多，其中江蘇嘗試最早，裝機規模最大。

一般來說，0.7元是儲能峰谷價差套利的一個門檻，邁過這個門檻，儲能就有盈利空間。但是目前國內峰谷價差能達到這個數的省份仍然較少。

目前全國34個省級行政區中，共有北京、廣東、海南、河北、河南、江蘇、寧夏、

陜西、山西、上海等16個省市執行峰谷電價政策。而其中僅有江蘇、北京兩地的峰谷電價差能超過0.7元，江蘇工業電價峰谷價差全國最高，最大可達0.89元(35千伏)，北京工商業峰谷價差全國最高，最大可達1.14元 (1~10千伏)。除此之外，上海、廣東、浙江等地的峰谷電價差也相對樂觀。

而此次《意見》從國家層面釋放出將進一步加大峰谷電價政策執行力度的信號。國家發展改革委價格司相關負責人表示，一方面讓地方結合自己的實際，擴大峰谷電價政策的執行范圍;另一方面把確定和動態調整峰谷時段的權限也下放給地方，允許地方自己拉大峰谷電價差。這對于中東部省份的儲能發展來說，無疑是一大福音。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強告訴中國電力報記者，目前我國總體峰谷電價差普遍偏低，在那些經濟發達、用電負荷高的省份，雖然當前峰谷電價差已經比較可觀，但是差值還遠遠不夠，可以進一步拉大到倍數差。此外，他認為，峰谷電價政策還應該普及到居民用電范圍，這對電力系統削峰填谷作用更明顯。

市場機制完善 還需協調好各方利益

近年來，隨著我國新能源發電裝機比例的不斷提高，能夠平抑新能源發電出力、促進新能源發電消納、保障電網穩定運行、減少電網基礎建設投資的儲能裝置越來越被行業所認可，政府對儲能產業的態度也是大力鼓勵扶持。

但是與光伏和新能源汽車產業扶持政策不同的是，政府對儲能產業的鼓勵方式更側重于利用市場機制和價格機制進行激勵，而非以直接發放補貼的形式。因此，市場機制和價格機制的完善，對儲能發展起著至關重要的作用。

一段時間以來，政府出臺的政策中涉及儲能的有很多，如《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》、《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》等，這些政策的出臺逐步完善了儲能走向商業化所必需的市場機制和價格機制，但是程度仍然遠遠不夠。

中關村儲能產業技術聯盟理事長、中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生表示：“現行的電力市場難以對儲能應用所實現的價值進行量化，儲能在市場中也就無法真正實現其作為商品的屬性。因此，對于大多數的儲能應用場景來說，確立儲能的參與身份是第一步，制定合理的價格補償機制則更為重要。”以峰谷電價差套利模式為例，目前政策提出的加大峰谷電價政策執行力度對儲能確實有較大促進作用，但是對投入儲能減少的容量電費計算目前政策還沒有提及。

對此，國網冀北電力科學研究院新能源研究所所長劉輝表示，儲能市場機制和價格機制的完善，要充分考慮到各方面的利益，是一個協調各方利益的過程。如峰谷電價差拉大雖然對儲能產業來說是利好，但是卻損害了電網企業的利益。

在參與輔助服務領域也是如此，目前儲能仍較少以獨立身份參加電力調峰調頻等輔助服務，究其原因就在于獨立儲能電站參與輔助服務市場對發電廠的利益存在一定損害。