新型储能尝试破解成本“魔咒”

　　业内对新型储能成本疏导政策的呼吁由来已久，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。

　　近日，中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬接受能源报记者采访时表示，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。

　　针对储能成本补偿机制的发展方向，她建议，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。

　　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。

　　“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。