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政策致使多数地区峰谷价差缩小
2018年3月5日的政府工作报告中明确提出，大幅降低企业非税负担，降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。在经过几轮的电价调整后，截至10月15日全国各省市已经基本上完成了上述的目标要求。
据统计，在全国调整一般工商业电价的31个省市中，共有18个省市发布了峰谷电价表。北极星储能网通过对比17个省市最新调价文件前后的一般工商业电价发现，仅海南峰谷价差略有扩大，北京、天津和浙江维持不变，而其余各省市均都出现了不同程度的缩小(详见表1)。
以储能应用拓展方面走在全国前列的江苏为例，今年以来共计下调一般工商业电价4次，但每次调价后峰谷价差均在缩小，最新一期各电压等级的峰谷价差较2017年7月1日下降幅度更是多达0.1092元/千瓦时(如图1所示)。
除了一般工商业电价下调直接缩小峰谷价差外，部分省市在调价文件中规定的“受电变压器在315千伏安及以上的一般工商业用户，可选择执行相应电压等级的大工业两部制电价”的政策也在间接缩小峰谷价差。据不完全统计，目前全国执行峰谷电价的省市中已有北京、江苏、河北等9个省市出台了上述政策。北极星储能网通过对比发现，一旦受电变压器在315千伏安及以上的一般工商业用户选择执行大工业两部制电价，除陕西(不含榆林)和天津外，其他省市的峰谷价差均将出现缩小，尤其是北京地区，二者相差更是在0.4元/千瓦时以上(如表2所示)。
用户侧储能项目投资回报期延长
目前，业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷价差是用户侧储能套利的一个门槛。北极星储能网统计最新峰谷电价发现，北京(城区、郊区)、江苏、广东(广州5市、江门、惠州、汕头8市、云浮5市)、浙江、山东、甘肃八县区的一般工商业峰谷价差满足上述条件，但大工业却仅有上海、江苏、山东满足，北京、广东部分地区十分接近(如图2、图3所示)。
说明:图中标注的数据为不满1KV电压等级峰谷价差
说明:图中标注的数据为1-10KV电压等级峰谷价差
由此可以看出，与大工业相比，一般工商业满足目前用户侧储能峰谷价差套利条件的地区更多。然而，一旦受电变压器在315千伏安及以上的一般工商业用户选择执行大工业两部制电价，峰谷价差的缩小无疑会减少储能项目的投资收益，更严重的将导致部分地区的用户侧储能项目无法开展，如北京郊区等。事实上，由于用电量大，受电变压器在315千伏安及以上的一般工商业用户才是用户侧储能投资的优质资源，所以该政策对储能的影响或将远大于一般工商业电价下调。
综上，由于绝大多数省市的峰谷价差在缩小，外加目前储能系统成本的降幅不及预期，这势必会降低储能项目的投资收益，使得投资回报期被迫延长。
成本才是储能商业化的关键
尽管峰谷价差缩小将对用户侧储能产生不利影响，但这并不意味着用户侧储能就失去了市场，因为除峰谷价差外，系统成本也是直接决定用户侧储能投资效益的重要因素之一。随着储能技术的持续不断进步，倘若系统成本能够快速的下降，开展储能项目的峰谷价差门槛也将会随之降低，届时全国或许将会更多地区可以满足投资用户侧储能的条件。但不可否认的是，峰谷价差的缩小势必将加大储能系统成本的压力，倒逼成本降低。
据了解，2007年4小时容量的锂电池储能系统的成本大约每千瓦时8000-10000元，但到2017年却已经降到每千瓦时1800-2000元。业内专家预计，随着储能技术的进步，未来3年的内，锂电池储能系统的成本或将降低至每千瓦时1500元左右或以下。
此外，除了峰谷价差套利外，用户侧储能项目还可以通过减少基本电费、参与电力需求侧响应和降低用户侧增容费用等其他方式来获取盈利。据悉，目前，江苏、上海、河南、山东等地已经启动了电力需求响应市场，并制定相关政策，所以用户侧储能项目是可以参与来获取补偿奖励。相关报道称，今年国庆期间，金湖县的江苏理士电池有限公司通过调整储能设备的运行方式，参与了江苏省的电力需求响应，响应6次累计“填谷”5.32万千瓦，获得约12万元的奖励。此外，南都电源建设的无锡新区星洲工业园储能系统项目也成功参与过电力需求响应。
综合来看，全国多数地区峰谷价差缩小已经是不争的事实，而根据调研机构GTM Research发布的《2018-2022美国电网侧储能系统价格》，储能系统价格预计将会继续下降,但下降速度不会像过去那样快。因此，一旦储能系统成本下降速度及幅度不能与峰谷价差缩小程度匹配的话，峰谷价差套利模式的用户侧储能项目将会受到较大影响，而峰谷价差套利作为用户侧储能项目的重要模式，势必也将会影响整个市场。因此，短期内国内用户侧储能市场或将进入调整期，待到储能项目经济性再度显现后才能迎来新的爆发。
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