制約儲能發展的價格機制，正在被提上改革日程表。

5月25日，國家發改委發布《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》指出，深入推進能源價格改革。繼續推進輸配電價改革，持續深化上網電價市場化改革，完善風電、光伏發電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制。

國家能源局原副局長張玉清在5月24~26日舉行的第十一屆中國國際儲能大會上提出，對我國儲能產業發展的四點建議，首要的一條就是完善政策體系和市場價格機制，從頂層設計上為儲能產業發展確定市場地位。其次，完善儲能標準體系和管理制度，引導儲能產業規范化發展，為儲能產業規?；l展奠定基礎。

“一方面，在政策方面明確儲能的獨立身份，讓儲能擁有足夠的話語權；另一方面，制定靈活的價格機制，讓市場長期健康地運行下去。解決好這兩點，我們的信心就足了。”深圳市科陸電子科技股份有限公司儲能總經理周新華告訴第一財經記者。

光大證券從國內外風光發電側儲能、電網側儲能、用戶側儲能等方面測算，2020~2030年儲能需求空間累計3.9TWh，2020~2060年儲能市場空間累計為94TWh，2030年儲能投資市場空間1.3萬億元。

收益與成本不匹配

3月15日，中央財經委員會第九次會議提出，要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。

這首次確立了新能源在新型電力系統中的主體地位。但是，新能源的隨機性、波動性、大裝機小電量的天然屬性，與其成為主力能源的愿景之間存在矛盾。

儲能，被業界普遍視為支撐新能源穩定規模化發展的關鍵。

據不完全統計，目前湖南、內蒙古、山西、湖北、河北、貴州、寧夏、青海、陜西、海南、江西、廣西、甘肅、山東等省份已經明確新能源配置儲能的具體要求，配儲比例多在10%~20%。

不過，新能源發電側儲能尚沒有發展出成熟的商業模式。業內人士告訴第一財經記者，強制配儲不僅增加了新能源發電企業的資金負擔，而且投資成本難以收回。因此，按照要求配置并投入使用的項目實際很少。

為什么配了卻不用？經濟性是一個重要原因。

今年全國兩會上，通威集團董事局主席劉漢元曾在建議中指出，根據對儲能系統的財務測算，即便采用成本相對便宜的鋰電池方案，成本依然達到了約0.44元/度。

根據國家發改委4月發布的2021年新能源上網電價政策征求意見稿，2021年，新建可再生能源發電項目的指導上網電價統籌考慮2020年各地燃煤發電基準價和市場交易平均價分省確定。最終上網電價不得超過當地指導價。而在已公布的共計32個地區中，僅有湖南和廣東兩地的指導電價超過0.44元/度。

“在儲能市場發達的國家，儲能在各個環境中的應用，比如說能量套利、續量電費等已經有明確的價值，但是在相互依存的基礎設施和關鍵服務等價值方面還很難量化。”浙江南都能源互聯網有限公司董事長吳賢章在接受第一財經采訪時表示。

吳賢章認為，儲能投資收益模式不成熟，導致儲能系統成本無法合理疏導，收益與成本不匹配，這是儲能大規模發展的主要挑戰。

電價機制待落定

4月以來，完善儲能價格機制的好消息不斷傳來。

4月21日，國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》（下稱《指導意見》）。文件指出，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變。新型儲能技術創新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、長壽命等方面取得長足進步，標準體系基本完善，產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟，裝機規模達3000萬千瓦以上。

文件提出，健全新型儲能價格機制。建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；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。完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。

兩周后，5月7日國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》。文件指出，今后一段時期，加快發展抽水蓄能電站，是提升電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要方式，是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求。

文件提出，現階段，將堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制。以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。

根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會的統計，截至2020年12月份，中國儲能項目裝機共計34.8GW，其中抽水蓄能裝機規模31.5GW，裝機功率占比90.5%。電化學儲能累計裝機2.852GW，占比8.2%。

上述兩份文件中，一個提到將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收（新型儲能），一個提到將容量電價納入輸配電價回收（抽水蓄能），被業界視為解決儲能價格機制不明的根本路徑。

華北電力大學能源互聯網研究中心主任曾鳴告訴第一財經記者，儲能價格機制改革的方向，應該是基于儲能的功能。儲能有多種多樣的技術，不同的儲能技術在電力系統中發揮的作用是不一樣的，因此價值也會有差異。不同的價值決定了不同的儲能技術的價格。

曾鳴表示，由于技術上的可操作性，試圖把所有不同功能的價值體現出來是有困難的。因此，要把價格體現價值和可操作性這兩個原則結合起來考慮。電力系統內的儲能，應該考慮到未來新型電力系統中，整體對儲能所需要的功能，這可能和電網中的輸配電設施的定價機制相趨同。

“將來，電網里的共享模式的儲能，應該把它計入輸配電價格基數一并考慮。這樣操作比較清晰，也有利于監管。”曾鳴說。

值得注意的是，根據《指導意見》，到2025年，我國實現新型儲能裝機規模達到30GW以上。而截至2020年底，國內新型儲能機組累計裝機僅為3.8GW。這意味著，如果要完成上述目標，未來五年儲能行業的復合年均增長率超過50%。