近期國內各地出現用電緊張的情況引起了國家重視，其中關鍵癥結在于煤電價格體制的問題導致煤電廠虧損嚴重，不愿多發(fā)電。國家對此迅速出臺政策調整煤電價格體系，推動煤電市場化改革。
10月12日，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，明確了四項重要改革措施：一是有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價。燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。二是擴大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。三是推動工商業(yè)用戶都進入市場。有序推動尚未進入市場的工商業(yè)用戶全部進入電力市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價。對暫未從電力市場直接購電的工商業(yè)用戶由電網企業(yè)代理購電。鼓勵地方對小微企業(yè)和個體工商戶用電實行階段性優(yōu)惠政策。四是保持居民、農業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。這一文件出臺可以看做是對10月8日李克強總理在國務院會議的正式回應。儲能頭條認為，此次文件發(fā)布為儲能產業(yè)后續(xù)強勁發(fā)展提供了更大空間。2019年，國家發(fā)改委出臺《關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的指導意見》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號），將實施多年的燃煤發(fā)電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。當時的文件規(guī)定：基準價按當地現行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。去年年末的用電緊張和臨時拉閘限電逐漸增多，今年以來，讓人沒想到的是，缺電秋季就來了，拉閘限電甚至一度波及居民用電。目前，已有蒙西、寧夏、湖南、廣東、山東等多地調整政策，允許煤電的市場交易價格參照基準價上浮。
雖然有國際事務“專業(yè)”人士曾發(fā)表言論說，中國缺電是為了給世界減少“中國制造”供貨量，從供貨端掐住某些國家的“脖子”。但這一說法很快遭到了央視等媒體的校正：缺電限電背后沒有那么“宏大”的敘事空間，就是電煤價格高企，而煤電市場交易電價難以及時合理上浮，導致火電廠發(fā)電導致的虧損面越來越大，終于承受不了。
此次國家將燃煤發(fā)電價格上下浮動空間在15%的基礎上擴大了5%，而且高能耗用電甚至不用受20%這一限制，按字面意思來說就是在煤電交易市場上煤電價格可以更大幅提高了，而且對于高耗能企業(yè)的加價幅度會更大，電力現貨市場同樣如此，加價幅度甚至超過20%，且沒有設定上限。上述措施就是解決電力短缺的雷霆手段，給煤電企業(yè)增加發(fā)電量減少虧損做出的政策支撐。除了一些企業(yè)有自備電廠，或許可以分擔一部分電費成本，階梯電價存在明顯的峰谷差的時候，高耗能企業(yè)想要滿足正常生產的同時還要有低電價的“福利”，可能會安裝一些分布式風電、光伏項目，因為這些間歇性能源發(fā)電存在不穩(wěn)定性，所以配儲能就是必然之選。自2015年啟動的新一輪電力體制改革以“管住中間、放開兩頭”為架構，致力于放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電力價格。電力體制改革啟動以來，各地不斷擴大市場化交易規(guī)模。進入電力市場的用戶自行或者通過售電公司購買電量，價格受市場供需影響；未進入市場的用戶執(zhí)行目錄銷售電價，按照政府核定的固定價格向電網公司支付電費。到2020年年底，在國家電網和南方電網經營范圍內，約一半的電量通過市場交易形成價格。但是還有一半的電量并未通過市場交易，這其中除了居民用電等有關民生的用電，還有就是未進入市場的工商業(yè)用戶，依舊在按照政府核定的固定價格支付電費。相當于給予這些工商企業(yè)享受了“低電價”的權利。2020年年底，國家發(fā)改委等五部委聯合印發(fā)了《關于清理規(guī)范城鎮(zhèn)供水供電供氣供暖行業(yè)收費促進行業(yè)高質量發(fā)展的意見》，其中就提出了要有序放開除居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務以外的用電價格，逐步取消工商業(yè)目錄電價。10月12日發(fā)布《通知》的出臺是對這一目標任務進一步細化。
此次《通知》提出，各地要推動工商業(yè)用戶全面參與市場，按市場價格購電，并同步取消工商業(yè)目錄銷售電價。尚未進入市場的工商業(yè)用戶，10千伏及以上的用戶全部進入市場，目錄銷售電價相應取消，其他用戶也要加快進入市場。
《通知》提出，沒有從發(fā)電企業(yè)或售電公司購電的工商業(yè)用戶，未來將由電網企業(yè)按市場價格代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。也就是說，原本使用固定電價的工商業(yè)用戶將不得不接受市場交易所形成的價格。而就煤價的現狀來看，市場交易形成的價格跟隨煤炭市場價格變化，只會讓煤電價格比原來高，不可能比原來低。這必然會迫使部分工商業(yè)用戶也將目光投向儲能。7月29日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》，部署各地進一步完善分時電價機制。分時電價機制分為峰谷電價機制、季節(jié)性電價機制等。峰谷電價機制是將一天劃分為高峰、平段、低谷，季節(jié)性電價機制是將峰平谷時段劃分進一步按夏季、非夏季等作差別化安排，對各時段分別制定不同的電價水平。合理的峰谷電價價差，對發(fā)揮電價信號作用、引導電力用戶削峰填谷非常關鍵。文件一是要求電力系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4比1，其他地方原則上不低于3比1；二是要求各地建立尖峰電價機制，尖峰時段根據前兩年當地電力系統(tǒng)最高負荷95%及以上用電負荷出現的時段合理確定，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。文件最大的亮點是合理拉大了峰谷電價價差，這為引導電力用戶削峰填谷、促進儲能加快發(fā)展釋放了清晰強烈的價格信號。
10月12日國家發(fā)改委新發(fā)布的《通知》再次強調，各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電、削峰填谷。這應該是引導工商業(yè)用戶有序用電，自主參與調峰的一種措施。
工商業(yè)用戶為了減少電價支出，錯峰用電，可能導致生產受到影響，因此配備儲能設施可能是非常必要的選擇。綜上所述，我國電力體制改革進行到現在，真正開始“大刀闊斧”，儲能在新興電力系統(tǒng)中的地位也會變得越來越重要。曾經多省出臺光伏、風電項目至少要配10%以上的儲能政策，引起很多業(yè)主方的不滿，為節(jié)省開支，這些項目配備儲能都選擇價格低廉質量難以保證的儲能，應付上級檢查。時至今日，煤電價格新政出臺，將徹底改變風電光伏項目配儲能的“糊弄”的局面，風電、光伏+儲能將成為更多高耗能企業(yè)減少電費支出的必需品。
