近年来，经济发展增速转段换挡，产业结构调整不断加快，电力需求呈现低压化、分散化特点，电力供应结构中的间歇性能源占比快速增长，电力系统供需侧耦合难度不断增大。“碳达峰、碳中和”愿景下（“30•60”目标）的高比例新能源接入将进一步加剧电力系统稳定运行与电力供应波动性的矛盾，迫切需要完善储能市场化运营机制，推动储能技术在促进新能源消纳、提高电力系统灵活性、提升电网运行效率等场景中发挥关键作用。

1.储能产业发展概况

储能是国家战略新兴产业，具有快速响应、双向调节、环境适应性强、建设周期短等优势，可以改变电能发输配用实时完成的特点，从时间上、空间上增加电能利用灵活性，是构建能源互联网的重要组成和关键技术。储能装置可以平抑波动，弥补可再生能源发电随机性、波动性和间歇性等缺点；可以削峰填谷，在负荷低谷时储能、在负荷高峰时发电，降低峰谷差，提高电力系统运行效率；部分储能电站还可提供辅助服务，如抽水蓄能电站可以提供黑启动、无功补偿等支撑服务，支撑电网安全稳定运行。

现阶段，具有应用潜力的典型的储能技术包括机械储能（如抽水蓄能、压缩空气储能等）、电磁储能（如超导储能、超级电容器等）和电化学储能（如液流电池、钠硫电池等）。从各类储能技术特性来看，抽水蓄能是实现大功率、大容量电能储存的较为理想方式，但建设周期长、对场址要求高；电化学储能正在快速发展，是目前最受关注、最具潜力的储能路线。

2. 现有储能的投资回收机制

抽水蓄能电站是现阶段容量最大、全寿命运营成本最低的储能技术。按照国家发改委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）规定，在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电价主要补偿电站运营成本，核定定额标准，电量电价主要补偿电量损耗，上网电价按燃煤机组标杆电价，抽水电价按燃煤机组标杆电价的75%，基本能够弥补抽4度电发3度电的损耗。2020年，国家发改委组织了部分水电站、抽水蓄能电站开展成本监审工作。目前监审结论正在征求各方意见，监审后的价格机制如何确定有待进一步观察。据悉，应该是区分存量电站、增量电站，实行不同的投资回收模式。

相对抽水蓄能电站，其他类型储能应用存在造价高、成本变化快、应用不成熟等特点，目前并未有单独关于储能的价格机制。储能设施建设投资多数是通过发电侧参与调峰辅助服务、电网侧分享合同能源管理效益、用户侧获取峰谷价差收入等方式进行回收。

3. 储能产业发展存在的主要问题

成本和安全仍是储能发展必须面对的两大问题。在电力供应整体宽裕、间歇性电源占比不高的现阶段，常规发电机组提供的辅助服务基本能够满足电力系统的安全稳定运行要求，电力系统对建设储能的需求不是很迫切，且居高不下的建设成本也使得储能产业发展并不具有竞争优势。

总体来看，储能产业发展的主要矛盾集中于如何解决储能系统的商业价值创造和市场运行机制设计层面，以及如何制定合理的价格来支持其进步和发展。具体体现在三个方面：一是储能独立参与辅助服务的市场机制尚需完善。目前，东北地区、南方区域，山西、福建、甘肃、广东、江苏等省份及地区已出台明确的电储能参与辅助服务的规则，但对于相关补偿能否合理弥补储能建设成本仍需进一步验证。二是电网侧储能成本如何疏导尚未明确。电网侧储能集中调控有利于发挥“源-网-荷-储”协调作用和对大电网的紧急支撑作用，公共产品属性明显。《输配电定价成本监审办法》明确指出：“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本”，一定程度上制约了电网企业投资建设储能的积极性。三是用户侧储能盈利空间不足。用户侧储能盈利模式比较清晰，业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷电价差是用户侧储能盈利的门槛，多数省份峰谷价差低于此门槛价，用户侧储能盈利空间受限。 

原标题：“电价人“眼中的“储能产业发展现状及问题”