在个别省份，发电侧储能项目经济性差、成本疏导难、社会投资意愿低等问题凸显，提高发电侧储能的综合价值成为业内关注的焦点。

新能源配储，成本是企业主要顾虑

新能源的快速发展以及电网安全稳定运行的需求使得储能的重要性日益凸显。

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇等业内专家介绍，当风电、光伏发电等间歇性可再生能源占比在15%到25%之间时，就会对电网安全性和稳定性带来较大冲击；占比在25%到50%之间，对电网解决高比例新能源消纳能力和稳定性都将带来更多挑战，需要配置储能以应对电源端和负荷端的随机变化。

随着需求快速增长，储能发展也步入“快车道”。记者调查了解到，许多新能源企业“我要配储”的意愿尚有待加强，成本仍是企业的主要顾虑，相对于经济性较好的抽水蓄能，目前这一问题在新型储能领域表现更明显。

“这就好比家里算账，总要有‘进项’和‘出项’。对于很多新能源企业来说，配储面临的问题是只有‘出项’，没有‘进项’，储能现阶段只是作为一个成本项存在。”湖北亿纬动力有限公司副总裁陈翔坦言。

而近两年原材料价格持续走高，让这个“出项”的成本不断上行。“储能各技术路线不同，成本也不一样，受电芯及原材料上涨等因素影响，目前我国电化学储能系统成本上行至每瓦时1.6元到1.9元，储能电池及系统企业毛利率普遍大幅下滑。”刘勇说。

当前机制下电网侧新型储能成本回收存在较大压力

电网侧新型储能商业模式有待健全，当前以租赁为主的发展模式不具备可持续性。“十三五”以来，电网侧新型储能经历波动式发展，2018年呈爆发式增长，受政策调整影响，2019年电网侧新型储能发展减速。当前电网侧新型储能发展以租赁模式为主，租赁期限结束后，由业主将资产移交给电网公司。

现行电力市场机制下电网侧新型储能较难实现成本回收。按照电化学储能当前造价测算，储能电站购售电价差在0.7~0.8元/千瓦时左右才能基本实现成本回收。从新型储能参与现货市场的情况来看，目前仅有部分地区明确新型储能参与现货市场的主体地位，2022年3月山东率先推动独立储能参与电力现货交易，根据3月山东现货市场运行情况，储能电站充放电最大峰谷价差为0.612元/千瓦时，且充放电平均峰谷价差远低于最大价差。从新型储能参与辅助服务市场的情况来看，当前尚未完全建立按效果付费的机制，无法体现电网侧储能对于电力系统调节支撑等多元化价值，且补偿标准的延续性不足，目前各地对于新型储能参与调峰的补偿标准约0.2~0.5元/千瓦时。根据上述分析，基于当前市场机制，电网侧新型储能较难实现成本回收。

增加盈利能力是当务之急

新能源配储无法获得市场收益且回报率低，电站方主动投资配套储能的动力不强；火储联合调频是目前市场化程度最高、投资回报相对较好的应用领域，但规模有限；新能源单独配储，成本由新能源场站单独承担，经济性最差。提高循环次数，降低投资成本是储能电站盈利的关键，但往往在实际运营中不及预期。

清华大学教授夏清认为，市场机制是问题的根源。“以中长期为主、现货市场为辅的电力市场模式难以适应风光储高比例的发展，新能源的波动性只有到现货阶段才能准确预测。因此，随着新能源比例提高，需要逐步构建以现货市场交易为主、差价合约规避不确定性风险的电力市场体系。”

另外，储能规模化发展，更要加大调度应用，使其充分发挥价值。“水电大省具有明显的丰水期和枯水期，一般有外送需求，需重点关注氢能等跨季节储能或采用风光水互补方案；火电大省多为负荷中心，一般有多个特高压直流落点，对储能的需求主要是满足本地新能源消纳、调峰调频、紧急功率支撑等；新能源大省对储能的需求主要是满足新能源本地消纳和外送，解决系统多时间尺度有功功率不平衡。”岳芬进一步指出，利用两种或多种储能技术配合应用的混合储能可实现性能上的优势互补，满足不同应用场景、不同运行工况下的差异化需求，混合储能系统将成为行业发展的必然趋势。

上述能源企业高管指出，要进一步加强新技术、新产品研发及验证，加快技术产品优化迭代，促进储能技术不断进步，解决新型储能安全、寿命、成本等关键问题，不断积累运维经验，加快储能智慧运维系统研发应用，充分利用好海量运行数据，对潜在故障、风险进行预警，提高场站运维效率。“与此同时，建议主管部门完善电力市场机制，研究出台电网调度次数、容量补偿等保障性政策，以及峰谷价差、现货补贴等激励性政策，为新型储能发展提供空间，兑现储能价值，引导电站业主算好经济账。”

关于电网侧新型储能成本疏导机制的思考

大力推广电网侧共享新型储能的创新模式应用。在部分新能源资源条件较好、系统调节压力较大的地区，可考虑率先开展电网侧新型储能共享发展模式示范，共享储能电站与多家新能源企业交易，利用新能源发电侧利润补贴共享储能电站，成本不传导至用户侧造成电价增加。该模式下，储能投资商、新能源企业、电网企业及地方政府可实现多方共赢。根据前述分析，在电网侧关键节点布局，比电源侧减少20%~30%左右的储能容量。因此，对于新能源企业，相较于自建电源侧储能，购买共享储能电站调峰服务投资更低。对于电网企业，通过支付给共享储能电站少量租赁费用，获得优质调度资产，发挥支撑电力保供、提升系统调节能力等全局系统功能，保障系统安全可靠运行。对于地方政府，通过引入共享储能模式有效促进当地新能源发展，带动储能产业链及地方经济发展。

积极推动构建体现电网侧新型储能多元价值的市场体系。电网侧新型储能可为电力系统提供电能量服务、容量保障服务等多重服务，后续可进一步通过市场体系的完善体现其多元化价值。在电能量市场中，适当扩大现货市场价差，充分体现电网侧储能提供稀缺性、电力资源的价值。在辅助服务市场中，加快构建有功平衡服务、无功平衡服务等多元化辅助服务市场，充分体现储能对于系统的平衡调节、快速调频调压等优势价值，保障储能获取多重收益。同时探索建立容量保障机制，通过开展容量交易市场或容量补偿工作，体现电网侧新型储能保障电力可靠供应的系统价值。同时，积极协调上述各市场机制的关系，促进衔接融合发展。

文章来源： 中国能源报 ，北青网，电气工程师S100695547