1.23
T.O.D.A.Y
「儲能」
不論是如日中天的光伏， 還是氣勢洶洶的電動車， 談及長遠的發展總是難以回避儲能的話題， 但是儲能的發展步伐似乎並沒有跟上前者。
2017年10月， 財政部、科技部、工信部、國家能源局聯合發佈《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》， 提出未來10年我國儲能產業發展目標和五大任務， “十三五”時期研發示範向商業化初期過渡， “十四五”時期商業化初期向規模化發展。 不難看出， 在補貼政策尚不明確的情況下， 商業化已經走到了台前。
但是在發電側、使用者側以及輔助服務等應用場景， 儲能商業模式仍存在不同程度的問題。
CNESA專案庫顯示， 截至2017年底， 全球已投運儲能專案累計裝機規模為175.4GW， 年增長率3.9%， 國內為28.9GW， 年增長率18.9%。 其中， 累計裝機中抽水蓄能裝機占比最大， 全球和國內分別為96%、99%；全球電化學儲能專案累計裝機規模為2926.6MW， 國內累計裝機規模為389.8MW， 年增長率均為45%。 此外， 2017年全球新增投運儲能專案裝機規模914.1MW， 國內新增投運專案裝機規模121MW。
“目前， 國內的商業模式還沒有理清楚， 僅僅是簡單的依靠電價差。 以陽光電源在英國參與的一個項目為例， 盈利簡單的說有三個來源， 調頻收入70%，
誠然， 目前儲能盈利較多的依賴峰穀電價差， 但是在不同省份和地區， 這種模式應用的空間也不同。 在江蘇省， 因為峰穀電價差相對較好， 開工穩定， 一年基本上能夠達到300天以上的運行。 但是也有一些省份， 因為經濟結構調整的原因， 企業開工不足， 即使電價差好也無法開展工作。 也就是說， 在真正的工商業企業端， 可選擇的餘地也不大。
“峰穀差本身不確定， 隨著經濟調整、變化， 各省以及國家都會有所變化。 從趨勢上講， 我們認為一些發達省份隨著經濟的向好， 電力需求的不平衡會加大， 電價差有進一步擴大的可能， 但是並沒有一個很明確的保障，
