2022年，兩大類政策助推了儲能項(xiàng)目的快速增長，一類是已延續(xù)兩年的新能源強(qiáng)制配建儲能政策;一類是《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》下發(fā)后，各省區(qū)按要求開展試點(diǎn)示范項(xiàng)目。在明確的支持政策信號下，大量儲能項(xiàng)目備案也顯示出投資者對儲能行業(yè)的看好。但據(jù)業(yè)內(nèi)人士反映，2022年實(shí)際開工的項(xiàng)目數(shù)量遠(yuǎn)少于備案數(shù)，究其原因，經(jīng)濟(jì)性始終是繞不開的核心議題。

強(qiáng)制要求新能源配建儲能的項(xiàng)目，由于沒有通暢的成本疏導(dǎo)機(jī)制，在過去兩年由新能源企業(yè)自擔(dān)成本。進(jìn)入2022年，電芯價(jià)格走高帶動儲能系統(tǒng)成本上漲，配建儲能的新能源項(xiàng)目投資回報(bào)率進(jìn)一步降低。因此，一部分企業(yè)嘗試盡可能壓縮儲能建設(shè)成本，在一些項(xiàng)目的儲能系統(tǒng)招標(biāo)中，一度出現(xiàn)1.4元/瓦時左右的低價(jià)。

儲能的價(jià)格與其使用電芯品牌等多種因素相關(guān)，很難一概而論，但據(jù)筆者了解，中標(biāo)低至1.4元/瓦時的項(xiàng)目普遍使用二三線電芯品牌。形成對比的是，使用一線品牌電芯的用戶側(cè)儲能項(xiàng)目EPC造價(jià)則持續(xù)上漲，從2021年初的1.3元/瓦時左右上漲至2021年底的1.7元/瓦時左右，目前達(dá)到約2元/瓦時。

有業(yè)內(nèi)人士判斷，由于儲能電芯的產(chǎn)能仍處于持續(xù)增加中，高價(jià)未必能長期維持，2023年底價(jià)格有希望下降。

各地以共享儲能、獨(dú)立儲能為名的試點(diǎn)示范項(xiàng)目高度依賴明確的政策來解決成本回收問題。近兩年，走在政策前沿的山東省設(shè)計(jì)了涵蓋計(jì)劃和市場方式的多重政策，推動了首批試點(diǎn)項(xiàng)目的投運(yùn)，并在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下啟動了第二批試點(diǎn)。

其他省份也開始出臺類似政策，例如，寧夏發(fā)改委發(fā)布政策，給予2022年新型儲能試點(diǎn)項(xiàng)目0.8元/千瓦時的調(diào)峰服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格，并保證至少調(diào)用600次。浙江對于新型儲能示范項(xiàng)目中的調(diào)峰項(xiàng)目，規(guī)定年利用小時數(shù)不低于600小時，并提供容量補(bǔ)貼。也有一些省啟動了試點(diǎn)工作，但還沒有出臺明確的扶持政策。

從過往經(jīng)驗(yàn)來看，儲能的經(jīng)濟(jì)性和充放電價(jià)格與使用次數(shù)密切相關(guān)。在電力市場環(huán)境下，儲能的經(jīng)濟(jì)性與交易規(guī)則密切相關(guān);在非市場條件下，則需要主管部門出臺政策明確價(jià)格和儲能電站的最低調(diào)用次數(shù)，由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)執(zhí)行。地方在制定政策的時候更有可能選擇市場化與非市場化兼顧的方式，而無論哪一種都可能涉及價(jià)格、能源、監(jiān)管多個主管部門的協(xié)調(diào)以及電網(wǎng)公司的配合。

從國家政策來看，儲能行業(yè)發(fā)展的阻礙正在不斷減少。在過去幾年，儲能實(shí)際上已經(jīng)獲得獨(dú)立主體地位和獨(dú)立參與電力市場的資格，且國家政策支持儲能通過電力市場疏導(dǎo)成本的態(tài)度也十分明顯。但由于電能量市場、輔助服務(wù)市場都主要以省為單位建設(shè)，制定具體可操作政策的任務(wù)最終落在省級主管部門肩上，細(xì)分則涉及項(xiàng)目備案管理、市場準(zhǔn)入、交易規(guī)則、結(jié)算規(guī)則、安全監(jiān)督等方方面面。

在《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》出臺后，很多省份已經(jīng)開始研究出臺政策以落實(shí)國家的要求，預(yù)計(jì)還有更多地區(qū)會出臺利好政策。但考慮到各地資源稟賦不同，對儲能的需求程度不同，政策協(xié)調(diào)難度也不同，通過新政策改善儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性還需要一定的時間。

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