储能技术及其产业化应用对支撑新能源大规模接入和建设能源互联网意义重大。目前，中国储能产业正快速发展，社会各方高度关注储能的研发和应用，但电力系统中的储能应用整体上仍处于初期发展阶段，在安全管控、标准体系、规划投资、调度运行、商业模式和成本回收等方面还面临着诸多挑战。
为深入了解储能技术在电力系统中的应用途径及发展趋势，本期邀请了国网能源院胡静、时智勇、杨捷、孙启星、刘思佳、元博等同志，重点针对储能产业投资及成本监管问题展开讨论，现将主要观点与大家分享。
推送内容仅代表专家针对该问题的个人见解，仅作学术交流和探讨使用，无任何指向性。
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【主持人】:储能具有充放电特性，既是“电源”，又是“负荷”，同时还可以是“电网设施”，应该如何看待储能的投资属性？电力系统中的各侧储能投资主体应如何考虑？
胡静：国外来看，电化学储能的投资主体既有公用事业企业也有第三方运营商，主要取决于政策和市场支持。如美国加州等多地颁布法令要求公用事业公司研究制定高效、低成本储能技术强制采购方案，目前圣地亚哥电力公司（SDG&E）、太平洋电力公司（PG&E）以及南加州爱迪生公司（SCE）三家公司已经完成190万千瓦的储能项目采购，超出初始制定的130万千瓦采购目标。德国由于有户用光储系统的投资补贴，由用户或储能运营公司投资的户用储能较多。在欧洲，部分电网公司已经开展电化学储能在电网侧的示范应用，但是监管机构考虑竞争原则，更倾向于让第三方提供灵活性资源，目前仍有一些国家禁止电网公司拥有电化学储能资产。总而言之，监管性业务和竞争性业务需要有明确的界定范围，哪些储能可以纳入监管范围，哪些属于竞争性业务，如果这个原则无法界定清楚，必然会引发关联交易质疑。
时智勇：电网是储能的最大用户，电网公司可否拥有储能资产，并无统一认识，各个国家均在探索之中。日本、韩国为发输配一体化的电力体制，允许电网公司拥有储能资产；走在电力改革前沿的英国禁止公用事业公司拥有储能资产；美国则按一定比例规范公用事业公司配置储能，可通过输配电价和电力市场多种途径回收；而意大利国家输电网公司Terna建设的储能示范项目投资全部纳入输配电价。我国应根据储能的功能定位和应用场景，采用“宜监管则监管，宜市场则市场”的原则多方位应用储能，对于保供电、保安全、保民生的储能设施，宜纳入监管范围，该类项目一是电网公司投资建设的储能设施，计入有效资产并纳入输配电价；二是电网公司通过租赁等方式支付的费用，计入经营成本并纳入输配电价。
杨捷：以抽水蓄能电站为例，国际上多定义为管制性业务，如法国电力公司（EDF）、意大利电力公司（ENEL）和东京电力公司（TEPCO）等垂直一体化企业采用统一建设、经营和管理抽水蓄能电站模式，美国部分州则采用租赁模式。目前全球约85%抽水蓄能电站采取电网统一经营或租赁解决收益回报问题，剩下约15%的抽水蓄能作为竞争性业务参与电力市场，但难以完全覆盖成本。储能系统应用形式多种多样，因此，投资主体应洞察储能产业在未来能源电力系统的发展先机，走出规模扩张的老路子、逃离价格战怪圈，从市场思维、场景思维、平台思维、价值思维等方面思考未来产业发展之路。市场思维方面，投资者需要尊重市场供需变化规律，找准市场定位，更多运用市场理念、方法和手段激发产业蕴藏的巨大活力，挖掘并培育新兴业务增长点。
孙启星：储能的投资主体视储能实际情况而有所差异。对于中小规模储能应以社会资本为投资主体，通过市场化机制实现盈利，促进储能发展；对于市场不愿意投资的大规模储能，应以电网企业为投资主体，通过市场化手段和系统安全费收入回收成本。由于如抽水蓄能的大规模储能，其承担公共服务的特性且前期投资巨大，社会资本难以对其进行投资，因此适宜由电网企业投资。其他主流种类储能的单位投资虽低于抽蓄，但其规模远小于抽蓄。为保证系统安全稳定，需继续有序进行抽水蓄能投资。因此在市场化改革初期可以通过系统安全费等其他手段对抽水蓄能投资进行有效回收。对于规模较小的储能，其投资规模较小，应通过建立市场化机制激发市场活力引导社会资本进行投资。努力建成大储能和小储能协同发展的电力系统运行机制和市场机制。
【主持人】:电储能是否计入输配电定价成本会影响企业投资建设电储能电站的积极性，对于储能设施的输配电成本监管范围如何界定？如果储能进入成本监管，需要注意哪些方面的问题？
胡静：关于电网侧电化学储能资产属性、是否能纳入输配电价核算方面，还存在较大争议，不同国家地区规则各异。纳入输配电价核算范围即属于监管性业务范畴，如对于保障电网安全和保障输配电供能等场景的储能若可以进入成本监管范围，则由电网公司投资，不能再参与市场等竞争性业务。需要从规划、投资、接入服务、调度运行等方面进行全面监管强化：在特定储能应用场景下，电网侧储能存在一个经济规模，需要科学规划，并加强监管；计入输配电资产或纳入准许成本的储能项目应进行综合比选论证，并纳入政府规划和履行政府核准（备案）程序；按照国家或行业标准，对储能实行分级分类的并网接入管理和调度运行管理。
杨捷：随着电力系统对灵活性资源的需求日益增多，储能参与系统调节的频次将由低变高，应用场景将日渐丰富，功能定位将由高品质调节资源向一般性调节资源转变，成本疏导方式和定价方法也将相应发生改变。然而，由于当前储能投资收益较低，社会资本投资储能的意愿不强，若储能投资发展停滞可能影响中远期电力系统安全稳定运行。对于保障系统安全等无法从市场获利的特定场景储能，若无第三方投资，电网公司应考虑兜底建设，按照“紧平衡”原则，合理规划储能发展规模布局，确保规划项目是系统“必须必要”或整体经济性最优选项；与此同时电网公司还应积极与政府沟通，从保障系统安全等角度，推动监管部门在市场机制未完全建立前，通过成本核价方式为储能电站提供基本保底收入。
刘思佳：2019年重新修订的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）中第十条明确抽水蓄能电站、电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。2020年1月发布的新《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）中第九条明确抽水蓄能电站、电储能设施资产不得纳入可计提收益的固定资产范围。上述两个办法已经明确了储能设施既不能计入输配电定价成本，也不可计入准许收益。在当前条件下，储能设施（包括抽水蓄能）已无法纳入输配电成本监管范围。考虑到抽水蓄能站址资源本身是一种稀缺资源的特殊性，结合当前我国实际情况。现阶段应参照发改价格〔2014〕1763号文的两部制核价政策，通过政府监审按照合理成本加准许收益的原则核定抽水蓄能电站电价。并通过设立“系统服务费”进行电费回收，同时还应建立“系统服务费”调整机制。
【主持人】:面对未来我国的成本监管机制和市场机制，采用哪些成本回收机制可以引导储能发挥价值？
胡静：目前我国用户侧储能峰谷套利和需量管理等商业模式较为清晰，但电网侧尚无成熟商业模式，且根据《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号），抽水蓄能和电储能设施不得计入输配电定价成本。虽然多地调频、调峰辅助服务市场陆续将储能纳入，但补偿价格缺乏吸引力且存在市场容量饱和问题，现货市场刚刚启动，独立的电网侧储能暂时无法通过市场获利。从国家政策导向来看，除保电网安全和输配电供能等特殊场景储能之外，鼓励以市场方式引导储能发展，在辅助服务市场、电能量市场和容量市场方面都将制定更为完善的市场机制，储能利用其功能复用特点，可以以“综合模式”灵活参与市场获益。
时智勇：储能不是必须品，具有可替代性，不宜单独为储能核定价格或给予补贴，国家相关政策也是鼓励储能参与竞争，通过市场盈利。对于政府部门意于扶持不同技术路线的新型储能示范项目，也应讲究方式方法，我国早期为了支持国内风电企业发展，政府出台办法给予机组补贴，当后期参与国外风电项目投标时遭到了本地相关贸易法规的限制。储能参与市场，一方面，要给予储能公平的市场主体身份，储能可应用于电力系统的各个环节，满足不同时间尺度的调节需求，成本回收的途径以及参与市场的类型是多样的，市场应该无歧视地接纳储能。另一方面，要建立体现储能价值的价格形成机制，不仅要按工作量付费，更要按效果付费，市场应遵循“谁受益、谁付费”的原则，形成有序的价格传导机制，引导储能发挥“杠杆”作用，以较少的投资撬动大规模电网改造或电源投资。
刘思佳：长远来看，储能的价格机制应坚持市场化改革方向，用市场化手段和价格信号来促进资源优化配置。应大力促进我国电力市场的建设，建立健全电能量市场、辅助服务市场、容量市场，实现储能电站参与市场的完整机制和“中长期合同+现货市场”的收入渠道。同时还需是配套建立风险防控机制，降低储能的运营风险，以有利于储能的投资建设和健康发展。在现阶段，尽管考虑抽水蓄能电站的特点和我国的实际情况，建议已建、在建抽水蓄能电站纳入成本监管，但是为保证抽水蓄能电站发挥其在促进电力系统安全、经济、稳定运行中的关键性作用，应建立抽水蓄能电站可用率等指标的考核机制。一是对抽水蓄能电站是否符合调度运行要求进行考核管理，二是加强对抽水蓄能电站运行情况和电力系统受益情况的监管与考核，并根据考核情况实施奖惩。
孙启星：储能在调峰、调频、黑启动、备用方面有实际利用价值。在电力市场中储能可在现货市场、辅助服务市场回收成本及获得合理收益。另外，需发掘储能为系统提供有效容量的优势，在未来可能建设的容量市场中将储能纳入参与的主体，促进储能成本回收。
元博：用户侧和电源侧储能市场化属性明显，发展的主要驱动力来自于成本下降、负荷峰谷差扩大和新能源大规模发展带来的灵活调节需求。其成本疏导的关键一是度电成本达到规模化市场应用的临界点，具备盈利可能性；二是需明确储能参与市场地位，建立完善的电能量市场、辅助服务市场、容量市场机制，为储能参与市场提供条件。电网侧储能提供的服务具有明显外部性，准公共产品属性明显，具备基于成本定价和疏导的合理性，但应建立科学的规划和投资监管机制，将电网侧储能纳入电网和电源统一规划，开展与电网扩容等手段的技术经济性选型对比，准确评估投资合理性，对于带来供用能效率和经济性提升的项目应予以充分肯定，反之则要采取相关措施进行干预。同时，从行业公平性和可持续发展考虑，电网侧储能也应形成开放的投资市场机制，以投资多元化推动社会资本共享投资收益，逐步实现回报机制市场化。
