储能，一直是个难受的话题，沸沸扬扬已经在全国小二十个省市区号称落地，实际上，雷声大，不下雨，为什么，储能的商业利润模式如何实现？不挣钱的事情，无论国家再呼吁，企业是不会随便掏钱去投资的。但是，前几天，国家给储能，调峰等的发展打了一针强心剂：储能、调峰要通过交易来回收成本，靠扩大峰谷价差来实现。
7月9日，国家发展改革委召开全国能源迎峰度夏电视电话会议。国家发展改革委副主任连维良、国家能源局刘宝华出席会议并作重要讲话。其中我们比较关心的电改新五条，其第三条：扩价差：推动电力峰谷分时交易电价，靠市场交易机制形成并扩大峰谷价差，从而保障清洁能源消纳，作为现货交易标志性要求；第五条：推辅助：现货市场要开展调频、调峰、备用等更多的辅助服务，鼓励储能、充电桩等调峰电源参与进来，在中长期市场探索可中断负荷的辅助服务交易。
很明显，国家要通过市场手段调节解决几个问题：
1，火电调峰压力大大降低，调峰成本获得补偿。目前少数省份电源结构不合理，调峰压力较大，尤其是火电装机比较少的省份，用电负荷峰谷比较高，由于火电的发电成本居高不下，火电的调峰成本就非常高。一旦扩大峰谷价差，火电的调峰积极性就会大大提高，同时也会大大降低用电高峰期的负荷压力。例如我熟悉的湖南，就是这个状态。
2，储能盈利模式有效，投资积极性加大。国家积极推进储能，为什么真正落地的项目少，例如湖南的28个储能项目，189万KW容量，都还在观望，承诺建设储能，什么时候建，大家一致没找到储能的投资商业盈利模式。
电源不可能无限制的投资建设，除了火电，核电，其他可再生能源都是靠天吃饭，有季节性，还有随机性，如果把有效的资源盘活，必须通过市场化手段调节，国家发改委的这个政策可谓及时，解决了储能的发展发现，估计接下来各地会出台不同的储能峰谷价差政策，实现高峰期用高价，低谷时用低价，总体来说，企业用电成本是在下降的，只要电网把电网成本控制住，获得更多的帝家电完全没有问题。
期待落地的峰谷电价政策赶紧出台。
