日前，國家發改委價格成本調查中心發文，提出研究與各類儲能技術相適應，且能夠體現其價值和經濟學屬性的成本疏導機制。

這份官方發文并不是一份正式文件，而是一篇書面文章。“相關部門是以半官方的形式吹風，看看市場的反應。”業內人士向記者坦言，儲能成本疏導是爭議頗大的難題，相關部門進行過數次摸底論證，卻遲遲未能明確。此次發文提出要通過頂層設計完善儲能成本補償機制，釋放出什么信號？

困擾行業發展的“老大難”

作為新型電力系統的“穩定器”，儲能產業受到了前所未有的關注。去年10月國務院印發的《2030年前碳達峰行動方案》明確，到2025年，新型儲能裝機達到3000萬千瓦以上，比當前總裝機量實現10倍增長。規模化發展在即，然而成本回收機制缺失一直困擾著行業。

“百兆瓦新能源項目配建一個裝機容量20兆瓦時的儲能系統，企業要增加3000萬元的投資，折合初始投資成本增加0.3元/瓦。”廈門科華數能科技市場總監陳超向記者坦言，當前儲能被列為新能源場站并網或優先調度的前置條件，同變壓器、調度站等設備一樣，是新能源項目的附屬品，儲能并沒有獨立的主體身份。

對企業而言，配建儲能是用于調峰調頻、輔助服務，還是解決棄風棄光問題，其用途和收益模式并不明確。

業內專家坦言，只規定配套功率，不考核最終效果，導致儲能項目中標價格屢創新低，埋下安全隱患。

在陳超看來，問題的關鍵在于儲能具有多重價值，卻沒有相應的價格體現。當前，在上游原材料漲價和下游新能源項目降成本的雙重壓力下，儲能企業生存壓力進一步加大。

據了解，國家已經針對抽水蓄能出臺了容量電價機制，用于彌補企業的固定資產投資。業內多次呼吁同樣給予新型儲能容量電價，使企業有穩定合理的收益空間。

讓價格價值相匹配

業內專家透露，電化學儲能、飛輪儲能、壓縮空氣儲能等各類儲能技術路線眾多，技術情況和成本結構相差較大、難以統一。“若都給予容量電價并納入輸配電價回收，這恐怕與降電價政策基調相悖，相關部門非常謹慎。”

不過，電網側獨立儲能電站政策已趨于明朗。去年國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

“這開啟了電網側儲能發展的新階段。” 中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻指出，電網側獨立儲能應遵照“先市場，后計劃”的原則，鼓勵市場化電網側儲能充分參與各類市場交易，獲取多重價值；對于非市場化電網側儲能，應清晰衡量其替代輸配電資產投資及安全保障價值，合理評估其發揮的系統調節作用，給予容量補償。同時要確保市場公平競爭，嚴格接受政府監管與考核，明確參與市場的邊界，體現“兜底”作用。

電源側和用戶側儲能成本又如何疏導？在陳超看來，儲能規模化發展的核心是價格和價值相匹配。不同應用場景對儲能需求、成本接受度不同，比如半導體芯片廠商等對電力穩定性要求高的高精尖應用領域，對儲能價格接受能力較高，“不需要疏導成本。”

最終要依靠市場驅動

“‘明確新型儲能獨立市場主體地位’‘推動新型儲能參與各類電力市場’等表態已經很多了，行業急需看到的是實施細則。”業內專家強調，關鍵是企業有“經濟賬”可算。

華北電力大學副教授鄭華認為，現階段不具備給予新型儲能容量電價或補貼政策的條件。他算了一筆賬，以價格最優的鋰離子電池儲能為參考，按照單位造價1500元/千瓦時、基準收益率8%、造價下降30%的趨勢測算。到2025年，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上，其累計投資總額將達663億元左右。

業內人士認為，企業投資要有明確穩定的預期，比如山東規定儲能示范項目參與電網調峰，累計每充電1小時給予1.6小時的調峰獎勵優先發電量計劃。“電網怎么調、調多少，企業心中有數，在此基礎上再探索創新商業模式。”

在鄭華看來，儲能規模化發展最終還得靠市場驅動，“到2025年，全國統一的電力市場體系初步建成。屆時，儲能將參與電力市場交易獲得收益。地方政府是否給予儲能產業扶持政策，要視自身財力和對儲能的需求迫切程度而定。”