在业内人士看来，储能成本下降也给市场和企业带来了全新发展机遇，加速了新型储能项目投资。

“以电化学储能为例，今年第二季度储能EPC总承包价格在每瓦时1.2元至2元之间，总承包中标价格较今年第一季度下降0.2元/瓦时左右。以规模10万千瓦/20万千瓦时、造价按照1.5元/瓦时计算，储能参与山西省现货市场理论上一年可以实现2000万元以上的收益。不过，考虑各种分摊费用，收入大约在1000万元左右。” 电力规划设计总院首席专家刘庆解释道。

参与现货，价格机制还能完善

虽然有企业表示目前储能项目参与现货市场的收益比预期可观，但刘庆提醒，在目前的市场条件下，运行情况比较理想，储能参与现货市场的内部收益率仍有提升空间。

“为进一步推动储能参与现货市场，首先建议电价政策秉持技术中立原则，以功能作用为主要考虑因素，促进各种新型储能技术升级迭代；其次，坚持以市场化为发展导向，价格政策是必要补充，通过市场竞争发现和满足系统需求，推动提升各种新型储能技术路线的经济性，逐渐从政策性电价机制过渡到市场化机制；第三，建立评估和监督机制，强化在电力市场、要素市场、技术自身发展、替代性技术等方面的评估研判与监管，适时调整政策重心，及时反映调节资源的市场价值。”刘庆说。

崔健认为，目前大部分新型储能项目仍处于示范阶段，距离成熟商业化发展还有一定距离，比如新型储能体制机制还不完善。“未来，我们将健全适应新型储能的市场价格机制，持续明确储能电站多元化的收益模式。”

国家能源局科技司副司长刘亚芳总结道，建立完善的新型储能建设和运行成本疏导机制，推动项目实现盈利，是促进技术进步和实现项目安全可靠运行的重要基础。各地要加强市场化机制，先行先试，制修订各地电力市场规则时，充分考虑新型储能特点，明确其准入条件，丰富其可参与的交易品种，鼓励其优先参与各类电力市场获取收益，进一步创新商业模式，扩大盈利空间。