此前不久，溫州、義烏等地也紛紛發布了儲能補貼政策。義烏對接受電網統籌調度的儲能系統按照峰段實際放電量給予儲能運營主體0.25元/千瓦時的補貼，補貼兩年。溫州對于實際投運儲能項目，按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/千瓦時的補貼，這一補貼力度空前，將激發企業參與到探索儲能項目市場化運行的新路中。

 

2021年下半年以來，國內多地區面臨電源性缺電，電力供需矛盾愈發明顯。9月28日，國家能源局印發《新型儲能項目管理規范(暫行)》的通知，文件指出電網企業應公平無歧視為新型儲能項目提供電網接入服務。 該文件最大的變動在于，在適用范圍部分限定了“對外提供服務的儲能項目”這一條件，通過儲能服務的邊界來進行管理，為儲能提供了更靈活的發展空間。

 

傳統火電的優點明顯，可以根據用電需求進行匹配發電，用電需求多就多發，用電需求少就少發。但是在碳達峰的大背景下，煤電占比無疑會呈現下降趨勢。未來，伴隨新電改的推進和能源互聯網時代的到來，各種能源協調發展、多能互補是大趨勢，煤電與光伏儲能聯動發展的優勢也將逐步顯現。

 

7月29日，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》。文件指出，各地要統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4：1;其他地方原則上不低于3：1。

 

多地隨后紛紛發布相關文件，完善峰谷分時電價機制：

 

1)廣西發改委《關于完善廣西峰谷分時電價機制方案公開征求意見的公告》中提出，在平段電價基礎上上下浮50%形成高峰電價和低谷電價，并在高峰電價上浮20%形成尖峰電價。

 

2)寧夏自治區發改委發布關于進一步完善峰谷分時電價機制的通知，規定峰段電價以平段電價(不含政府性基金及附加)為基礎上浮50%;谷段電價以平段電價(不含政府性基金及附加)為基礎下浮50%。

 

3)9月10日，浙江省發改委發布關于進一步完善我省分時電價政策有關事項的通知，峰谷電價差進一步拉大，尖峰電價和低谷電價最大峰谷電價差超0.82元/kWh。其中大工業電價和工商業電價尖峰電價時段有差別，大工業電價在1/7/8月執行峰谷電價分別上浮下浮2分錢、峰谷電價差差比其他月份更大。文件自2021年10月15日起執行。

 

峰谷電價差拉大有利推動儲能產業發展。根據機構測算，用戶側儲能，如果按照3比1的峰谷電差價來計算，價差值大概在0.5-0.7元每千瓦時，此時峰谷套利收益率為-0.6%-9.8%。如果把峰谷電差價比提到4比1，那價差值就在0.75-1.05元每千瓦時，此時的峰谷價差套利收益率為12.4%-27.9%。

 

目前，已經有不少政府和企業邁出了用戶側儲能的第一步。2021年9月7日，寧波前開能源科技有限公司首個用戶側儲能項目在寧波優蘭達噴霧有限公司廠內正式開工。該項目為寧波能源集團股份有限公司第一個儲能項目，其裝機規模為500KW/1MWh，通過峰谷電價差模式及參與電網的需求響應降低企業用能成本。