12月16日，国家能源局发布1-11月份全国电力工业统计数据。1-11月，太阳能发电新增装机6571万千瓦。截至11月底，全国累计发电装机容量约25.1亿千瓦，同比增长8.1%。其中，风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长15.1%；太阳能发电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长29.4%。
在双碳目标下，我国每年风光新能源的新增装机容量都在攀升，电力系统正经历绿色低碳转型和能源结构变革。新能源渗透率的升高使电网面临日益严峻的电力电量不平衡问题，新能源随机性、波动性和间歇性对电网安全稳定运行的冲击日益加剧。风电、光伏等新能源发电形式也存在消纳问题，配置储能成为关键的一步。
但是由于电价机制等各种原因，储能的盈利模式、盈利状况到目前为止都没有非常清晰的路线，涉及的因素较多，其中就包括电力市场改革、电价机制等问题。
我国电力体系的主要构成
我国的电力体系的电价主要包括上网电价、输配电价、销售电价。目前电价仍然主要受行政支配，未来目标是中间由政府制定，两端形成市场竞争。因此电价调节分两条线，一条是销售电价，另一条是上网电价。
图：我国电价行成机制
销售电价：峰谷价差持续拉大
销售电价调节的核心在于峰谷价差，储能技术可以利用峰谷分时电价机制，在低电价时充电、高电价放电赚取电价差。
近日，多地更新了峰谷电价政策，尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高，意味着峰谷电价差进一步拉大，为储能打来更多盈利空间。当前全国峰谷价差中值0.795元/kWh、最大值1.268元/kWh(重庆市)、最小值0.335元/kWh(甘肃省)。峰谷价差前五位省份是重庆市、广东省、浙江省、海南省、河南省。
图：12月16日，上海发改委印发《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》
图：12月各省峰谷电价情况(元/kWh)
根据此前国家发改委的解读，进一步完善分时电价，特别是合理拉大峰谷电价价差，有利于引导用户在电力系统低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间，这对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。尤其拉大峰谷电价价差，为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。
上网电价：强制配储打开风光装机天花板 为上网端市场化做铺垫
上网电价是未来关注的重中之重，当前我国仍以煤炭能源为主，因此上网电价主要观察燃煤标杆电价，燃煤标杆电价与燃煤价格大致正相关。未来随着能源体系丰富多元，以及整体电力改革持续推进，上网端电价浮动将促进储能行业发展。
图：各省强制配储比例与配储时长
近日，广西壮族自治区工业和信息化厅、广西壮族自治区发展和改革委员会、国家能源局南方监管局印发2023年广西电力市场交易方案。
从广西电力市场交易来看，方案中鼓励新兴市场主体：负荷聚合商、储能企业（包括新型储能、抽水蓄能电站）等按有关规定参与交易。列入自治区储能发展规划或储能示范项目的储能企业，依法取得项目核准或者备案文件，签订并网调度协议和购售电合同后，可在交易中心办理注册手续，以发电企业、电力用户两种身份开通相应操作账户。
储能企业以发电企业身份参与交易时，应承担发电企业权利和义务，暂只允许参与月度、周市场电量直接交易。
储能企业以电力用户身份参与交易时，应承担电力用户权利和义务，可选择由售电公司代理参与零售交易，也可选择直接参与批发交易。
储能企业核定上网电价暂参照燃煤电厂基准电价420.7元/兆瓦时执行，后续根据自治区价格主管部门相关文件进行调整。
目前，我国工商业储能运营主要有以下两种商业模式：一是由工商业用户自行安装储能设备，能直接减少用电成本，但是用户需要承担初始投资成本及每年的设备维护成本，用户前期投入较大。二是由能源企业协助用户安装储能，由能源企业投资建设储能资产，并负责运营及维护等后续问题，用户向能源企业支付用电成本即可。
伴随着分时电价的完善，工商业储能的经济性明显提升，主要可以从能量时移、峰谷套利、需量管理、电力现货交易、电力辅助服务等获得收益。
