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近年來，經(jīng)濟發(fā)展增速轉(zhuǎn)段換擋，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整不斷加快，電力需求呈現(xiàn)低壓化、分散化特點，電力供應結(jié)構(gòu)中的間歇性能源占比快速增長，電力系統(tǒng)供需側(cè)耦合難度不斷增大。“碳達峰、碳中和”愿景下（“30•60”目標）的高比例新能源接入將進一步加劇電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行與電力供應波動性的矛盾，迫切需要完善儲能市場化運營機制，推動儲能技術(shù)在促進新能源消納、提高電力系統(tǒng)靈活性、提升電網(wǎng)運行效率等場景中發(fā)揮關(guān)鍵作用。

1.儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展概況

儲能是國家戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，具有快速響應、雙向調(diào)節(jié)、環(huán)境適應性強、建設(shè)周期短等優(yōu)勢，可以改變電能發(fā)輸配用實時完成的特點，從時間上、空間上增加電能利用靈活性，是構(gòu)建能源互聯(lián)網(wǎng)的重要組成和關(guān)鍵技術(shù)。儲能裝置可以平抑波動，彌補可再生能源發(fā)電隨機性、波動性和間歇性等缺點；可以削峰填谷，在負荷低谷時儲能、在負荷高峰時發(fā)電，降低峰谷差，提高電力系統(tǒng)運行效率；部分儲能電站還可提供輔助服務，如抽水蓄能電站可以提供黑啟動、無功補償?shù)戎畏?，支撐電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

現(xiàn)階段，具有應用潛力的典型的儲能技術(shù)包括機械儲能（如抽水蓄能、壓縮空氣儲能等）、電磁儲能（如超導儲能、超級電容器等）和電化學儲能（如液流電池、鈉硫電池等）。從各類儲能技術(shù)特性來看，抽水蓄能是實現(xiàn)大功率、大容量電能儲存的較為理想方式，但建設(shè)周期長、對場址要求高；電化學儲能正在快速發(fā)展，是目前最受關(guān)注、最具潛力的儲能路線。

2. 現(xiàn)有儲能的投資回收機制

抽水蓄能電站是現(xiàn)階段容量最大、全壽命運營成本最低的儲能技術(shù)。按照國家發(fā)改委《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）規(guī)定，在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電價主要補償電站運營成本，核定定額標準，電量電價主要補償電量損耗，上網(wǎng)電價按燃煤機組標桿電價，抽水電價按燃煤機組標桿電價的75%，基本能夠彌補抽4度電發(fā)3度電的損耗。2020年，國家發(fā)改委組織了部分水電站、抽水蓄能電站開展成本監(jiān)審工作。目前監(jiān)審結(jié)論正在征求各方意見，監(jiān)審后的價格機制如何確定有待進一步觀察。據(jù)悉，應該是區(qū)分存量電站、增量電站，實行不同的投資回收模式。

相對抽水蓄能電站，其他類型儲能應用存在造價高、成本變化快、應用不成熟等特點，目前并未有單獨關(guān)于儲能的價格機制。儲能設(shè)施建設(shè)投資多數(shù)是通過發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰輔助服務、電網(wǎng)側(cè)分享合同能源管理效益、用戶側(cè)獲取峰谷價差收入等方式進行回收。

3. 儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展存在的主要問題

成本和安全仍是儲能發(fā)展必須面對的兩大問題。在電力供應整體寬裕、間歇性電源占比不高的現(xiàn)階段，常規(guī)發(fā)電機組提供的輔助服務基本能夠滿足電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行要求，電力系統(tǒng)對建設(shè)儲能的需求不是很迫切，且居高不下的建設(shè)成本也使得儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展并不具有競爭優(yōu)勢。

總體來看，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要矛盾集中于如何解決儲能系統(tǒng)的商業(yè)價值創(chuàng)造和市場運行機制設(shè)計層面，以及如何制定合理的價格來支持其進步和發(fā)展。具體體現(xiàn)在三個方面：一是儲能獨立參與輔助服務的市場機制尚需完善。目前，東北地區(qū)、南方區(qū)域，山西、福建、甘肅、廣東、江蘇等省份及地區(qū)已出臺明確的電儲能參與輔助服務的規(guī)則，但對于相關(guān)補償能否合理彌補儲能建設(shè)成本仍需進一步驗證。二是電網(wǎng)側(cè)儲能成本如何疏導尚未明確。電網(wǎng)側(cè)儲能集中調(diào)控有利于發(fā)揮“源-網(wǎng)-荷-儲”協(xié)調(diào)作用和對大電網(wǎng)的緊急支撐作用，公共產(chǎn)品屬性明顯?！遁斉潆姸▋r成本監(jiān)審辦法》明確指出：“抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施、電網(wǎng)所屬且已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本”，一定程度上制約了電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)儲能的積極性。三是用戶側(cè)儲能盈利空間不足。用戶側(cè)儲能盈利模式比較清晰，業(yè)內(nèi)普遍認為0.7元/千瓦時的峰谷電價差是用戶側(cè)儲能盈利的門檻，多數(shù)省份峰谷價差低于此門檻價，用戶側(cè)儲能盈利空間受限。 

原標題：“電價人“眼中的“儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及問題”