“配储增加新能源使用，必然会增加电力安全调节成本，而我国非工商业用户电价已经有20年没有进行过调整。”有知情人士向《中国能源报》记者透露，相关部门在短时间内难以达成一致意见，导致国家层面的储能成本疏导政策迟迟不能出台。

“‘谁受益、谁承担’是储能成本疏导的大方向，但具体怎么落实还存在较大分歧。一方面，市场对成本疏导至用户侧的反对声音较大；另一方面，储能技术路线众多，技术情况和成本结构相差较大，难以取得共识。”上述业内专家指出，各地根据自身资源禀赋和能源发展的实际需求，在区域范围内先行先试更具操作性，既可纾解企业投资压力，也能坚定市场对储能产业发展的信心。

《中国能源报》记者注意到，多地已经出台政策文件，在容量电价、辅助服务等方面进行成本疏导。比如，新疆明确，投运的独立储能先行按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿，2024年起逐年递减20%直至2025年。南方电网电力调度明确，南方区域调频辅助服务市场费用向广东、广西、海南、贵州用户侧疏导。

“目前，储能成本疏导还缺乏具体的操作细则。比如，向各类市场主体分摊是否包含用户主体？按照何种方式分摊？分摊占比是多少？这些核心问题都还有待明确。”华北大学电力教授郑华说。

综合考虑避免偏颇

储能成本疏导是一项急切又矛盾重重的复杂课题，此前单靠行政手段推动，由此导致的“价格战”、无序竞争等弊端已经显现。在电力市场改革过渡期和储能成本相对较高的当下，有必要研究设计合理的价格机制，让利益相关方承担合理费用，获得收益。

针对储能成本补偿机制的发展方向，岳芬建议，在电网侧独立储能方面，对有保供需求的省份，在电力市场建设过渡期，可基于充放电次数，按照放电量额外补偿的政策，探索建立体现储能容量价值的容量拍卖或市场竞价交易机制；在新能源配储方面，要加大新能源进入市场的交易比例，同时推动新能源和储能作为联合主体参与市场，增强新能源电站在市场交易中的竞争力。

上述业内专家认为，政策要有一笔清楚的价格账，随着技术进步和规模化应用推广，储能成本逐步呈下降趋势。要及时掌握各类储能技术发展进程，深入分析各类储能技术的成本造价、功能类别和应用场景，为价格政策制定提供数据支撑。

“新型储能的价值需要结合各地真实需求来衡量。各地电力系统对灵活性资源客观需求存在较大差异，并存在存量灵活性资源和增量灵活性资源、新型储能与其他灵活性资源、灵活性资源市场化机制与电力现货市场机制的协同问题。”郑华强调，储能成本补偿机制要纳入统一电力市场体系中综合考虑，不能顾此失彼。