专家观点

各地根据自身资源禀赋和能源发展实际需求，在区域范围内先行先试储能价格疏导机制更具操作性，既可纾解企业投资储能的压力，也能坚定市场对储能产业发展的信心。

10月27日，青海省发改委发布《“关于大力支持我省储能行业发展的提案”——政协青海省第十三届委员会第一次会议第2023015号提案答复的函》，提出按照“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，建立各类市场主体共同参与的共享储能价格补偿机制，并计划年内出台新型储能价格疏导政策，推动辅助服务补偿费用向用户侧传导，由发电侧和用户侧共同承担。

事实上，业内对新型储能成本疏导政策的呼吁由来已久。对于新型储能存在的投资额较大、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题，国家层面已经明确，建立符合电力市场化发展阶段的储能成本补偿机制。在此背景下，多地先行先试，根据储能发挥的价值给予回报。

成本疏导需求迫切

储能是新型电力系统的关键支撑技术，但在实际推广中，其投资建设成本多由新能源电站单一主体“买单”，这一模式备受行业诟病。

据《中国能源报》记者了解，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资将增加8%—10%；风电场配建同等容量的储能项目，初始投资成本将增加15%—20%，内部收益率降低0.5%—20%。尽管今年储能价格出现下降，但对于新能源企业来说，依然是一个沉重的负担。

不少业内人士认为，储能具有调峰调频、备用电源、黑启动等多重价值，对电源、电网和用户都有利，应基于储能给电力系统带来的系统性价值，由受益主体共同承担成本。一方面，业内呼吁按照“谁受益、谁承担”原则疏导成本；另一方面，市场也在实践中探索出一些可行的商业模式，增加项目收益。比如，储能电站参与中长期、电力现货市场交易，削峰填谷，进行容量租赁等。

但实际效果并不尽如人意。中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬向《中国能源报》记者指出，储能投资回报机制不够清晰，价格制度和补偿机制尚不完善。国内新能源配储尚未参与现货和中长期市场，收益来源单一，仅有减少弃风弃光作用，其年有效利用次数较少，无法支撑储能电站回收成本。完善储能成本补偿机制、解决储能经济性问题的需求十分迫切。

“不同于风电、光伏，储能本身不产生能源，在电力系统中扮演着存储和调度角色。”有业内专家向《中国能源报》记者坦言，我国储能产业尚处于发展初期，市场化仍在探索中，仍然需要扶持性政策的支撑。

具体措施仍待细化

为促进储能产业健康可持续发展，推动社会参与储能投资建设和运营的积极性，2022年4月，国家发改委发布《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》，明确加快制定各类储能在不同应用场景下的成本疏导机制。此前，国家发改委还曾发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。