業內專家表示，從根本上激發電網企業儲能投資熱情，還需有完善的價格機制和成熟的商業模式。
12月14日，江蘇省發改委發布《關于組織開展整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點工作的通知》提出，支持工業用戶側配套建設儲能設施，構建與公共電網功率穩定交換的新能源微電網。鼓勵黨政機關、公共建筑、商業及居民戶用等各類屋頂光伏配套建設分布式儲能設施，支持電網企業在屋頂光伏匯集處建設分布式儲能設施。
12月17日，浙江省海寧市發展和改革局發布《關于加快推動新型儲能發展的實施意見》（征求意見稿）。文件同樣提出，優先發展用戶側分布式儲能，逐步探索電網側集中式儲能。
對此，業內專家表示，雖然政策“開閘”，但從根本上激發電網企業儲能投資熱情，還需有完善的價格機制和成熟的商業模式。
引導電網企業布局儲能
江蘇晟高電力智成工程有限公司總經理巫俊生表示，江蘇支持電網企業在屋頂光伏匯集處建設儲能設施，主要因為電網一方的加入可以推動儲能行業的設計、建設以及運維實現規范化、標準化，起到引領示范的效果，從而帶動整個行業的健康有序發展。
另外，利用電網企業的研發能力和資金優勢，可以更好推動行業進行儲能降成本的研究，促進整個行業的市場化發展。
一位從事儲能業務的中小企業負責人向記者表示，電網企業的優勢在于技術和信譽，電網企業布局儲能，對于中小企業而言，是競爭更是激勵。
“回顧以往的分布式項目儲能發展，暴露出許多問題。一方面，行業不夠規范，參與企業不專業，一定程度上影響了行業發展；另一方面，儲能建設成本相對較高，成本回收周期長，影響了市場對儲能的投資熱情。“巫俊生說，“鑒于此，政策鼓勵和支持電網企業布局分布式項目儲能市場，對產業發展將產生積極作用。儲能市場需求大，分布式項目儲能設施具有分散性、靈活性特點，多元市場主體進入有助于形成百花齊放的市場局面。”
市場普遍處于觀望狀態
國內電網側儲能曾在2018年爆發，2019年后，伴隨電儲能設施的成本費用不計入輸配電成本、嚴控電網投資等政策規定出臺，電網側儲能投資熱情受到抑制。
隨著新型電力系統構建提上日程，快速增長的新能源并網亟需儲能作為靈活性調節資源作為支撐。但是，面對成本回收機制尚不完善的儲能投資，企業普遍處于觀望狀態。
今年7月出臺的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，積極推動電網側儲能合理化布局。通過關鍵節點布局電網側儲能，提升大規模高比例新能源及大容量直流電接入后系統靈活調節能力和安全穩定水平。在電網末端及偏遠地區，建設電網側儲能或風光儲電站，提高電網供電能力。圍繞重要負荷用戶需求，建設一批移動式或固定式儲能，提升應急供電保障能力或延緩輸變電升級改造需求。
業內人士對記者表示，雖然政策“開閘”，但要從根本上調動企業布局電化學儲能的積極性，需要參照抽水蓄能，捋順電價機制。
今年4月，國家發改委發布政策，針對抽水蓄能兩部制電價提出了一系列新的措施和辦法，核心在于通過容量電價實現抽水蓄能的保底收益，為抽水蓄能建設再次進入快車道掃清了障礙。
與此同時，相關政策也明確提出要深入推進能源價格改革，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。
“不過，相比抽水蓄能，以電化學儲能為代表的新型儲能，目前電價機制仍不明朗。”一位分析人士稱，“由于電網自建的儲能電站不能納入輸配電價成本，同時沒有明確的成本回收渠道，經濟賬算不過來，就無法撬動電網投資儲能的積極性。”
捋順儲能成本疏導機制
在新型電力系統構建中，作為寶貴的靈活性資源，無論是抽水蓄能還是電化學儲能，都將釋放重要價值。
也正是在這一背景下，國家電網與南方電網對于抽水蓄能的投資可謂不留余力。
國家電網公司在今年3月曾提出，為充分滿足新能源發展需要和區域、省級電網調峰需求，積極推動抽水蓄能電站科學布局、多開多投，力爭“十四五”期間在新能源集中開發地區和負荷中心新增開工2000萬千瓦以上裝機、1000億元以上投資規模的抽水蓄能電站。
另一大電網企業南方電網公司也曾提出，未來15年，將再投產3600萬千瓦的抽水蓄能。
顯然，電網企業對儲能有極大需求。問題是，如何引導電網企業參與新型儲能電站的投資建設而不只是“偏愛”抽水蓄能。
業內人士向記者表示，探索商業模式是破題關鍵。“在新型儲能的商業模式設計和成本疏導方面，主管部門已明確提出要建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，但具體落實細則仍尚未發布。”
多位儲能行業專家認為，電化學儲能與抽水蓄能在調節范圍、系統備用方面功能一致，而且調節速度更快、轉換效率更高，也應該享有容量電價，這樣才能通過價格機制激發電網企業投資電化學儲能的積極性。
