日前，国家电网、南方电网公司陆续公布27省市区2022年3月电网代理购电价格。据记者统计，3月，安徽、北京、福建、黑龙江、江苏、内蒙古、宁夏、山西、陕西、上海、天津11省市区峰谷电价差较2月呈现上涨态势。此外，有19个省市区峰谷电价差超过0.7元/千瓦时。

　　事实上，从去年12月起，国家电网和南方电网开始执行电网代理购电，且在部分条件下执行1.5倍的电网代理购电价。电网代理电价的增加将为用户侧储能催生更大发展空间。

　　高耗能企业自建储能热情高涨

　　近期，关于用户侧储能的消息不断，面向用电企业的储能商战已经“打响”。3月14日，广东功率最大的用户侧储能项目正式并网投产；3月4日，重庆首个用户侧储能项目成功投运；3月4日，江苏盐城环保科技城内某精密科技公司用户侧储能电站示范项目签约落地；3月3日，广东电网4个用户侧储能项目招标；2月22日，华能首个用户侧光储一体化项目——江苏公司蜂巢能源常州园区二期项目正式投产……

　　中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心研究员张锋告诉记者，新政出台后，高耗能企业购电价格是一般用户的1.5倍，用电成本明显增加，此时自建储能，尖峰时段峰谷价差更大，经济性显著提高，项目投资收益率非常可观。另外，当前电池技术发展很快，电池成本不断降低，因此，高耗能企业自建储能具有经济可行性。”

　　张锋指出，自有储能电站不仅可以节约用电成本、获得良好收益，还能避免第三方电力供应商拉闸限电的风险，在新政加持下，目前高耗能企业自建储能电站意愿非常高。

　　储能电站盈利趋于稳定

　　根据现行政策规定，代理购电的价格包含平均上网电价、辅助服务费用，以及保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益分摊三部分。其中辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用。

　　张锋指出，峰谷电价差套利是用户侧储能的最基本盈利方式。“计入辅助服务费后，用户侧储能就有了新的收益模式，即由工商业用户或者高耗能企业以电价的方式共同分担。这样储能项目的固定成本能够得到分摊，且能够逐年收回，收入相对稳定。”

　　在盛世景资本智造中国投资总监吴川看来，利用峰谷价差套利是储能的电量服务功能，是一种初级的服务手段，早期在用户侧实践较多。“从电网的宏观布局看，辅助服务逐渐成为稀缺资源，是一种高级服务手段，未来在发电侧和输配电领域的应用空间更广。”

　　对监管提出新要求

　　“以广东省的《电网企业代理购电实施方案(试行)》为代表，该政策将储能费用首次纳入代理购电价格，意味着储能商业模式在广东率先‘跑通’，从市场化角度进一步为储能的商业化大规模运用扫清了障碍。”吴川说。

　　吴川同时提醒，代理购电是传统能源体系向新能源体系演进的产物，在引导新体系建成和应用方面会有积极作用。“从过往经验看，通过电价引导高耗能企业节能减排的手段是有效的，监管机构要认可储能给电网和企业带来的好处，同时要防止高耗能企业钻政策和技术的空子。”

　　张锋进一步指出，代理购电新政提出，“储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定。”这就意味着费用的结算取决于电网企业的成本，需要监管部门加强监管以确保公正性。

　　“还要厘清成本费用的边界在哪，是否包含储能的建设成本。有的地区经济较好，可能将储能的投资成本进行分摊，但不排除一些地区仍将储能投资成本划到投资企业一方。这一点投资企业需要注意。”张锋说。