关于发改委《完善储能成本补偿机制》的思考与建议
作为新型电力系统的重要基础设施，新型储能受到广泛关注，支持其发展的指导性政策接踵而至，但在成本疏导方面始终未取得突破。随着新型储能进入大规模、高质量发展阶段，各种积累的问题逐渐凸显，建立适应新型储能发展的价格机制是解决相关问题的关键。近日，国家发改委价格成本调查中心发布《完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统》的文章，提出研究与各类储能技术相适应，且能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制，新型储能发展存在的问题再次引起政府部门重视。
一、储能行业实则危机重重
（一）2021年新型储能增长情况
我国新型储能装机数量尚无权威统计口径，各方面数据差距较大，根据《完善储能成本补偿机制》一文：截至2021年底，电化学储能累计装机规模超过400万千瓦，累计装机规模同比增长63%；而压缩空气储能由于基数较小，随着2021年江苏金坛等项目投产，规模增长了15倍。
仅根据上述数据推测，2021年新型储能新增装机规模在150-200万千瓦，仍处于快速增长阶段，但数据并未如外界所预测的那么乐观，新型储能进入狂飙的爆发阶段仍需突破诸多障碍。
（二）价格机制亟需突围
虽然政策指引和舆论宣传仍普遍乐观，但新型储能在安全、性能和商业模式方面积累的问题日益严重，越是外界预期的行业爆发之际，能否妥善解决这些问题，成为左右整个行业成败的关键。
正视问题胜过隔靴搔痒的愿景。《完善储能成本补偿机制》指出：新型储能面临市场化机制、投资回报机制、成本疏导机制不完善等问题。各类储能技术应用场景界定不清，公共服务价值无法充分体现，成本难以疏导至受益对象，储能技术成熟度和实用性有待提高等问题。具体而言：
一是在电源侧，部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，但如何参与电网调度不明确，而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟，相关政策落地执行效果欠佳，部分配套储能利用率较低，新能源企业主动投资积极性普遍不高；二是在电网侧，将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下政策空间，但实施细则尚未出台；三是在用户侧，目前商业化模式较单一，主要通过峰谷价差机制获得收益，存在机制不完善、作用发挥不足、成本回收困难以及用户投资积极性不高等问题。
发改委相关部门的上述表态认可当前的政策环境不足以支撑新型储能的更大规模发展。现阶段国家关于新型储能相关政策主逻辑不清晰、彼此之间存在交叠、央地政策相互矛盾，即便商业模式的多元改变不了新型储能难赚钱的真实现状。在没有统一成本疏导机制的有力支持下，新型储能能够坚持发展到今天的规模，是产业界披荆斩棘，不断在场景和盈利模式上努力创新的成果。但是在当下承前启后、万众瞩目的重大节点上，产业界更呼唤新型储能相对统一、清晰、可执行的发展逻辑和对应的价格机制，而不是继续在各种细枝末节中另辟蹊径。
（三）储能行业的多重危机
新型储能其实进入了“危急存亡之秋”，除广受关注的商业模式问题外，至少还存在以下几方面问题：
一是新型储能技术和安全性能难满足电力系统要求。新型储能运行性能以及对电力系统故障状态下的响应能力尚待验证，特别近年频出的锂离子电池烧毁问题，严重挫伤了对安全事故零容忍的电力行业的信心。
二是产业链条失衡，成本下降几近停滞。由于上游锂材料涨价，以及核心技术主要掌握在电芯企业手中，储能成本一直居高不下，主要从事储能集成的企业并未如预期一样体现盈利能力，资本市场透支严重，投资者对于储能的热情持续走低，造成股价的快速下降。
三是面对抽水蓄能的长期挑战。2021年，国家发改委出台《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》以来，重新确定了抽水蓄能“两部制”电价的机制，同时由于抽蓄具有技术成熟、标准统一、安全性好、成本低廉等优势，抽蓄进入狂飙发展阶段，对于抽蓄的发展预期一再提高，降低了发展新型储能的迫切性，极大压缩了新型储能未来的发展空间。
二、关于新型储能价格机制的思考与建议
《完善储能成本补偿机制》综合考虑我国国情及电力市场发展阶段，要求加强储能政策顶层设计，探索解决制约储能发展瓶颈的思路和方法，推动各类储能技术蓬勃发展。提出了三方面的研究方向：一是研究确立各类储能在构建新型电力系统中的功能定位和作用价值；二是加快制定各类储能在不同应用场景下的成本疏导机制；三是开展各类储能技术在新型电力系统相同应用场景下的经济性比较研究。针对此三个问题，笔者提出一点不成熟的思考与建议：
（一）新型储能在构建新型电力系统中的功能定位和作用价值
新型储能在调频、调峰、提供备用等方面的价值已被广为认可，但从更系统的角度看，随着“双碳”目标的推进，未来具有保供能力的化石电源受限甚至退出，新型储能是除抽水蓄能之外支撑电力系统有效容量发展的重要方式，新型储能的核心作用和优势在于解决新型电力系统供电充裕度问题和提供电力系统安全保障能力，像抽水蓄能一样作为电力系统保供电和安全守护的防线。
（二）加快制定各类储能在不同应用场景下的成本疏导机制
1.新型储能不宜在应用场景上进行过多切割。新型储能主要发挥有功调节功能（调频、调峰、备用、爬坡等），而此类功能在全网平衡与共享的，当前发电侧、电网侧、用户侧的区分，是在既有电力系统管理分割和电价无法有效传导的情况下形成的，未来建立有效电力市场和顺价机制的情况下，不同位置建设的新型储能参与市场的模式将趋同。此一点在南方区域新版“两个细则”中有体现，细则明确具有主体地位的新型储能均可无差别参与辅助服务市场（用户侧可并入直控型可调节负荷），不受接入位置限制，这样才能充分对等发挥所有新型储能作用，是系统思维的体现。
2.在成本疏导上考虑实际情况和理顺因果关系。之所以当前新型储能收益模式总难以收到预期效果的原因有几点：
一是颠倒了因果顺序，相关文件提出的新型储能参与辅助服务市场或现货市场获利，是建立在公平公正可操作的辅助服务市场和现货市场已建立的条件上，但上述两个市场仍处于非常初期阶段，而期望新型储能获利无异于缘木求鱼。
二是辅助服务市场、现货市场竞价难以跟新型储能特点相适应。辅助服务市场或现货市场上的即时竞价均存在较大的不确定风险，难以支撑市场主体去决策很长时间才能回收的大额投资开支。以新型储能参与现货市场为例（调峰并入现货），也许未来极端情况下峰谷价差会增大但不会频繁出现，对新型储能而言，收回成本面临峰谷价差与时长按日变化的巨大不确定性，对投资决策和充放电安排提出了很高的要求。对于我国特别重视保供和电网安全的国情，如果频繁出现较长时间（小时级）的大峰谷价差，说明电力系统电力富余和电力紧缺频繁出现，预示着电力规划、电源结构和电力运行出现了较大问题，这是国情所不允许的。对照抽水蓄能，即便抽水蓄能在单位度电成本方面具有压倒性优势，也仍坚持两部制电价的固定回收方式才能发展壮大。
由于新型储能在保供电和电力系统安全方面的公共品属性，且考虑当下辅助服务、现货市场等方面市场机制仍不健全的情况下，建议现阶段参考抽水蓄能发展模式，建立差异化的两部制（电量电价+容量）电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中，通过两部制电价招标竞价的方式促进新型储能降低成本，最终实现与抽水蓄能同品同价。以两部制电价支撑的新型储能规模不高于为保障电力系统供电充裕度所需容量要求，纳入电网保障调节性电源部分。该模式主要支持大容量、较长时长、标准化储能电站的建设。以后随着辅助服务市场和现货市场的完善和扩展，通过完全市场化机制推进新型储能的投资，以降低通过两部制电价支持的规模，减少终端用户承担的输配电价负担。
（三）成本预测
根据彭博预测，至 2025 年电池储能系统成本将会下降超过40%（《“十四五”新型储能发展实施方案》要求达到30%），4小时配置的储能电站如按照容量机制，容量成本约800元/kW/年（含资金成本），接近抽水蓄能约700-900元/ kW/年的水平，所以以电化学储能为主的新型储能参照抽水蓄能发展模式，用于保证电网发电裕度和整体安全水平具有可行性。至2035年，4小时新型储能电站容量成本约500元/kW/年，低于抽水蓄能成本。
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