云南峰谷电价比例达到3:1依然无法储能--2020年储能发展步履维艰
2020年的12月19日，云南省发改委和能源局联合下发了《2021年云南电力市场化交易方案》，仅仅不到两周，就完成了2021年度电力市场中长期交易成交合同，交易电量1248亿kwh，同比前三年平均电量的135.7%，对广大电源企业还是用户都吃一颗定心丸。
其中，球哥注意到，对峰谷电价的标准，实施方案给出了明确规定：峰谷电价比例为3：1。
（三）具备峰谷分时计费条件的一般工商业用户，注册 进入市场后继续执行峰谷分时电价。市场化交易形成的成交 电价为平时段电价，根据用电时段，峰时段电价上浮 50%、 谷时段电价下浮 50%（其中独立价区用户峰谷浮动标准按照 — 5 — 地方政策执行），确定峰、谷时段电价，结算时根据峰、平、 谷时段用电量，分别计算各时段电费。执行峰谷分时电价产 生的差额收益纳入不平衡资金。大工业用户市场化交易形成 的价格为全时段价格。根据市场发展或国家有关改革要求， 探索开展大工业用户带曲线交易和结算。
按道理说，这个价格差应该感到高兴才是，但云南的电价是通过市场化交易，2019的年均电价0.181元/kwh，2020年应该要比2019年高，也就在0.2元/kwh左右，按照方案的计算标准，峰谷价格为0.3元/khw：0.1元/kwh，0.2元/kwh的价格差无法实现目前调峰储能的盈利。
储能是一种服务：未来必不可少的电力辅助服务
储能是一种服务，服务就要收费，天底下没有免费的服务，提供这种服务肯定有成本，享受服务就必须有代价，但是如果储能这种服务的成本远高于市场能提供的价格，那么储能这种服务就无法实施。很显然，云南的0.2元/kwh的价格差，按照现在10%容量2h的服务，每天充放2次，度电服务的成本至少不能低于0.3元/kwh，云南的这种峰谷价差根本就没法实现储能，即使未来储能的成本低到0.6-0.8元/w，这种价差估计也是零利润。而未来，随着工业化程度越来越高，用电的峰谷负荷会越来越大，调峰的压力也会越来越大，如果不能把储能的合理化收益问题解决，随着新能源结构性比例增加，未来的电源建设供需矛盾会越来越突出：装机很多，用电高峰负荷不够，低谷期符合过剩。
实际上，2009年，云南省还没有实行电改前，也出台了最近的一版峰谷电价的制度：《云南省发展和改革委员会关于调整云南电网丰枯季节和峰谷分时电价政策有关问题的通知》（云发改价格[2009]744号 2009年5月9日），通知要求：将峰谷电价上、下浮动比例调整为50%。但当初的电价基准电价是基于水电火电的枯平期和丰水期的电价，电价基准电价平均在0.3元/kwh左右，也就是说用电高峰期可能电价达到0.9元/kwh甚至更高，峰谷差价也在0.6元/kwh。
雷声大，雨点小：为什么储能实施这么难
2020年以来，储能圈热闹非凡，但实际真正投产的项目却寥寥无几，湖南的28个储能项目共388.6 MW/777.2MWh，仅有国电投武凌电力，三峡新能源，国电投江西电力正式启动储能招标，而且这几个项目属于有补贴的项目，而其余分散式项目无一招标。
储能成本高，峰谷电价差小，无法让储能获利，可能是储能实施难的核心。和峰谷价差的核心在政策，如何引导储能发展，短期内可能是储能发展的瓶颈。根据储能行业专家介绍，1.5元/wh的成本，峰谷价差必须达到0.65元/kwh（最低价），即使达到1元/kwh，峰谷价差也必须达到0.5元/kwh（最低价），而储能和光伏组件类似，没有一定的规模，也无法改变价格的走向，而前期如何能让储能达到最低的收益率，政策的导向作用就显而易见了。
储能商业模式正在发生改变：共享储能时代正在来临
唯一可圈可点的是12月21日，国网湖南综合能源公司湖南郴州、永州、娄底、邵阳四地新能源配套储能工程项目储能电池等核心设备租赁中标公示。南都电源、湖南三迅、华自科技联合体，上海电气，智光储能，许继电气分别获得中标四个项目，中标总额3532.89万元，平均租赁价格都在0.25-0.3元/wh。实际上这已经不是进行储能项目建设，而是改变了储能的传统打法，直接从服务供应商转为租赁服务，这可能也是服务的一种特性。
储能电站
国网湖南的租赁模式只是储能发展的一个代表，作为储能电池（单独提电化学储能），过去2-3年可能也是储能发展的一个瓶颈期，价格一直在1.6-2元/wh，直到202年底，青海某储能项目爆出1.2元/wh的报价，似乎开始了储能的降本信号，由于储能涉及到电源侧，用电侧，电网公司，售电公司等多方利益，而电力的生产销售是国家能源主管部门管控范围，要在短期内把储能服务和电力的生产销售有机结合，还需一段路程要走。
且行且珍惜，储能任重道远。
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