日前，国家发改委价格成本调查中心发文，提出研究与各类储能技术相适应，且能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制。
这份官方发文并不是一份正式文件，而是一篇书面文章。“相关部门是以半官方的形式吹风，看看市场的反应。”业内人士向记者坦言，储能成本疏导是争议颇大的难题，相关部门进行过数次摸底论证，却迟迟未能明确。此次发文提出要通过顶层设计完善储能成本补偿机制，释放出什么信号？
困扰行业发展的“老大难”
作为新型电力系统的“稳定器”，储能产业受到了前所未有的关注。去年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确，到2025年，新型储能装机达到3000万千瓦以上，比当前总装机量实现10倍增长。规模化发展在即，然而成本回收机制缺失一直困扰着行业。
“百兆瓦新能源项目配建一个装机容量20兆瓦时的储能系统，企业要增加3000万元的投资，折合初始投资成本增加0.3元/瓦。”厦门科华数能科技市场总监陈超向记者坦言，当前储能被列为新能源场站并网或优先调度的前置条件，同变压器、调度站等设备一样，是新能源项目的附属品，储能并没有独立的主体身份。
对企业而言，配建储能是用于调峰调频、辅助服务，还是解决弃风弃光问题，其用途和收益模式并不明确。
业内专家坦言，只规定配套功率，不考核最终效果，导致储能项目中标价格屡创新低，埋下安全隐患。
在陈超看来，问题的关键在于储能具有多重价值，却没有相应的价格体现。当前，在上游原材料涨价和下游新能源项目降成本的双重压力下，储能企业生存压力进一步加大。
据了解，国家已经针对抽水蓄能出台了容量电价机制，用于弥补企业的固定资产投资。业内多次呼吁同样给予新型储能容量电价，使企业有稳定合理的收益空间。
让价格价值相匹配
业内专家透露，电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能等各类储能技术路线众多，技术情况和成本结构相差较大、难以统一。“若都给予容量电价并纳入输配电价回收，这恐怕与降电价政策基调相悖，相关部门非常谨慎。”
不过，电网侧独立储能电站政策已趋于明朗。去年国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
“这开启了电网侧储能发展的新阶段。” 中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻指出，电网侧独立储能应遵照“先市场，后计划”的原则，鼓励市场化电网侧储能充分参与各类市场交易，获取多重价值；对于非市场化电网侧储能，应清晰衡量其替代输配电资产投资及安全保障价值，合理评估其发挥的系统调节作用，给予容量补偿。同时要确保市场公平竞争，严格接受政府监管与考核，明确参与市场的边界，体现“兜底”作用。
电源侧和用户侧储能成本又如何疏导？在陈超看来，储能规模化发展的核心是价格和价值相匹配。不同应用场景对储能需求、成本接受度不同，比如半导体芯片厂商等对电力稳定性要求高的高精尖应用领域，对储能价格接受能力较高，“不需要疏导成本。”
最终要依靠市场驱动
“‘明确新型储能独立市场主体地位’‘推动新型储能参与各类电力市场’等表态已经很多了，行业急需看到的是实施细则。”业内专家强调，关键是企业有“经济账”可算。
华北电力大学副教授郑华认为，现阶段不具备给予新型储能容量电价或补贴政策的条件。他算了一笔账，以价格最优的锂离子电池储能为参考，按照单位造价1500元/千瓦时、基准收益率8%、造价下降30%的趋势测算。到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，其累计投资总额将达663亿元左右。
业内人士认为，企业投资要有明确稳定的预期，比如山东规定储能示范项目参与电网调峰，累计每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划。“电网怎么调、调多少，企业心中有数，在此基础上再探索创新商业模式。”
在郑华看来，储能规模化发展最终还得靠市场驱动，“到2025年，全国统一的电力市场体系初步建成。届时，储能将参与电力市场交易获得收益。地方政府是否给予储能产业扶持政策，要视自身财力和对储能的需求迫切程度而定。”
这份官方发文并不是一份正式文件，而是一篇书面文章。“相关部门是以半官方的形式吹风，看看市场的反应。”业内人士向记者坦言，储能成本疏导是争议颇大的难题，相关部门进行过数次摸底论证，却迟迟未能明确。此次发文提出要通过顶层设计完善储能成本补偿机制，释放出什么信号？
困扰行业发展的“老大难”
作为新型电力系统的“稳定器”，储能产业受到了前所未有的关注。去年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确，到2025年，新型储能装机达到3000万千瓦以上，比当前总装机量实现10倍增长。规模化发展在即，然而成本回收机制缺失一直困扰着行业。
“百兆瓦新能源项目配建一个装机容量20兆瓦时的储能系统，企业要增加3000万元的投资，折合初始投资成本增加0.3元/瓦。”厦门科华数能科技市场总监陈超向记者坦言，当前储能被列为新能源场站并网或优先调度的前置条件，同变压器、调度站等设备一样，是新能源项目的附属品，储能并没有独立的主体身份。
对企业而言，配建储能是用于调峰调频、辅助服务，还是解决弃风弃光问题，其用途和收益模式并不明确。
业内专家坦言，只规定配套功率，不考核最终效果，导致储能项目中标价格屡创新低，埋下安全隐患。
在陈超看来，问题的关键在于储能具有多重价值，却没有相应的价格体现。当前，在上游原材料涨价和下游新能源项目降成本的双重压力下，储能企业生存压力进一步加大。
据了解，国家已经针对抽水蓄能出台了容量电价机制，用于弥补企业的固定资产投资。业内多次呼吁同样给予新型储能容量电价，使企业有稳定合理的收益空间。
让价格价值相匹配
业内专家透露，电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能等各类储能技术路线众多，技术情况和成本结构相差较大、难以统一。“若都给予容量电价并纳入输配电价回收，这恐怕与降电价政策基调相悖，相关部门非常谨慎。”
不过，电网侧独立储能电站政策已趋于明朗。去年国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
“这开启了电网侧储能发展的新阶段。” 中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻指出，电网侧独立储能应遵照“先市场，后计划”的原则，鼓励市场化电网侧储能充分参与各类市场交易，获取多重价值；对于非市场化电网侧储能，应清晰衡量其替代输配电资产投资及安全保障价值，合理评估其发挥的系统调节作用，给予容量补偿。同时要确保市场公平竞争，严格接受政府监管与考核，明确参与市场的边界，体现“兜底”作用。
电源侧和用户侧储能成本又如何疏导？在陈超看来，储能规模化发展的核心是价格和价值相匹配。不同应用场景对储能需求、成本接受度不同，比如半导体芯片厂商等对电力稳定性要求高的高精尖应用领域，对储能价格接受能力较高，“不需要疏导成本。”
最终要依靠市场驱动
“‘明确新型储能独立市场主体地位’‘推动新型储能参与各类电力市场’等表态已经很多了，行业急需看到的是实施细则。”业内专家强调，关键是企业有“经济账”可算。
华北电力大学副教授郑华认为，现阶段不具备给予新型储能容量电价或补贴政策的条件。他算了一笔账，以价格最优的锂离子电池储能为参考，按照单位造价1500元/千瓦时、基准收益率8%、造价下降30%的趋势测算。到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，其累计投资总额将达663亿元左右。
业内人士认为，企业投资要有明确稳定的预期，比如山东规定储能示范项目参与电网调峰，累计每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划。“电网怎么调、调多少，企业心中有数，在此基础上再探索创新商业模式。”
在郑华看来，储能规模化发展最终还得靠市场驱动，“到2025年，全国统一的电力市场体系初步建成。届时，储能将参与电力市场交易获得收益。地方政府是否给予储能产业扶持政策，要视自身财力和对储能的需求迫切程度而定。”
