10月12日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确了四项重要改革措施：
一是有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。
二是扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
三是推动工商业用户都进入市场。有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。
四是保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。
这一文件出台可以看做是对10月8日李克强总理在国务院会议的正式回应。储能头条认为，此次文件发布为储能产业后续强劲发展提供了更大空间。
解决缺电的“雷霆”手段
2019年，国家发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号），将实施多年的燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。当时的文件规定：基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。
去年年末的用电紧张和临时拉闸限电逐渐增多，今年以来，让人没想到的是，缺电秋季就来了，拉闸限电甚至一度波及居民用电。目前，已有蒙西、宁夏、湖南、广东、山东等多地调整政策，允许煤电的市场交易价格参照基准价上浮。
虽然有国际事务“专业”人士曾发表言论说，中国缺电是为了给世界减少“中国制造”供货量，从供货端掐住某些国家的“脖子”。但这一说法很快遭到了央视等媒体的校正：缺电限电背后没有那么“宏大”的叙事空间，就是电煤价格高企，而煤电市场交易电价难以及时合理上浮，导致火电厂发电导致的亏损面越来越大，终于承受不了。
此次国家将燃煤发电价格上下浮动空间在15%的基础上扩大了5%，而且高能耗用电甚至不用受20%这一限制，按字面意思来说就是在煤电交易市场上煤电价格可以更大幅提高了，而且对于高耗能企业的加价幅度会更大，电力现货市场同样如此，加价幅度甚至超过20%，且没有设定上限。
上述措施就是解决电力短缺的雷霆手段，给煤电企业增加发电量减少亏损做出的政策支撑。
除了一些企业有自备电厂，或许可以分担一部分电费成本，阶梯电价存在明显的峰谷差的时候，高耗能企业想要满足正常生产的同时还要有低电价的“福利”，可能会安装一些分布式风电、光伏项目，因为这些间歇性能源发电存在不稳定性，所以配储能就是必然之选。
工商业用户全部入市不可逆转
自2015年启动的新一轮电力体制改革以“管住中间、放开两头”为架构，致力于放开输配以外的竞争性环节电力价格。电力体制改革启动以来，各地不断扩大市场化交易规模。进入电力市场的用户自行或者通过售电公司购买电量，价格受市场供需影响；未进入市场的用户执行目录销售电价，按照政府核定的固定价格向电网公司支付电费。
到2020年年底，在国家电网和南方电网经营范围内，约一半的电量通过市场交易形成价格。但是还有一半的电量并未通过市场交易，这其中除了居民用电等有关民生的用电，还有就是未进入市场的工商业用户，依旧在按照政府核定的固定价格支付电费。
相当于给予这些工商企业享受了“低电价”的权利。
2020年年底，国家发改委等五部委联合印发了《关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的意见》，其中就提出了要有序放开除居民、农业、重要公用事业和公益性服务以外的用电价格，逐步取消工商业目录电价。10月12日发布《通知》的出台是对这一目标任务进一步细化。
此次《通知》提出，各地要推动工商业用户全面参与市场，按市场价格购电，并同步取消工商业目录销售电价。尚未进入市场的工商业用户，10千伏及以上的用户全部进入市场，目录销售电价相应取消，其他用户也要加快进入市场。
《通知》提出，没有从发电企业或售电公司购电的工商业用户，未来将由电网企业按市场价格代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。
也就是说，原本使用固定电价的工商业用户将不得不接受市场交易所形成的价格。而就煤价的现状来看，市场交易形成的价格跟随煤炭市场价格变化，只会让煤电价格比原来高，不可能比原来低。
这必然会迫使部分工商业用户也将目光投向储能。
峰谷差拉大促进储能发展
7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。
分时电价机制分为峰谷电价机制、季节性电价机制等。峰谷电价机制是将一天划分为高峰、平段、低谷，季节性电价机制是将峰平谷时段划分进一步按夏季、非夏季等作差别化安排，对各时段分别制定不同的电价水平。
合理的峰谷电价价差，对发挥电价信号作用、引导电力用户削峰填谷非常关键。文件一是要求电力系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4比1，其他地方原则上不低于3比1；二是要求各地建立尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。
文件最大的亮点是合理拉大了峰谷电价价差，这为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。
10月12日国家发改委新发布的《通知》再次强调，各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。这应该是引导工商业用户有序用电，自主参与调峰的一种措施。
工商业用户为了减少电价支出，错峰用电，可能导致生产受到影响，因此配备储能设施可能是非常必要的选择。
综上所述，我国电力体制改革进行到现在，真正开始“大刀阔斧”，储能在新兴电力系统中的地位也会变得越来越重要。曾经多省出台光伏、风电项目至少要配10%以上的储能政策，引起很多业主方的不满，为节省开支，这些项目配备储能都选择价格低廉质量难以保证的储能，应付上级检查。时至今日，煤电价格新政出台，将彻底改变风电光伏项目配储能的“糊弄”的局面，风电、光伏+储能将成为更多高耗能企业减少电费支出的必需品。
