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业内专家表示，从根本上激发电网企业储能投资热情，还需有完善的价格机制和成熟的商业模式。
12月14日，江苏省发改委发布《关于组织开展整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点工作的通知》提出，支持工业用户侧配套建设储能设施，构建与公共电网功率稳定交换的新能源微电网。鼓励党政机关、公共建筑、商业及居民户用等各类屋顶光伏配套建设分布式储能设施，支持电网企业在屋顶光伏汇集处建设分布式储能设施。
12月17日，浙江省海宁市发展和改革局发布《关于加快推动新型储能发展的实施意见》（征求意见稿）。文件同样提出，优先发展用户侧分布式储能，逐步探索电网侧集中式储能。
对此，业内专家表示，虽然政策“开闸”，但从根本上激发电网企业储能投资热情，还需有完善的价格机制和成熟的商业模式。
引导电网企业布局储能
江苏晟高电力智成工程有限公司总经理巫俊生表示，江苏支持电网企业在屋顶光伏汇集处建设储能设施，主要因为电网一方的加入可以推动储能行业的设计、建设以及运维实现规范化、标准化，起到引领示范的效果，从而带动整个行业的健康有序发展。
另外，利用电网企业的研发能力和资金优势，可以更好推动行业进行储能降成本的研究，促进整个行业的市场化发展。
一位从事储能业务的中小企业负责人向记者表示，电网企业的优势在于技术和信誉，电网企业布局储能，对于中小企业而言，是竞争更是激励。
“回顾以往的分布式项目储能发展，暴露出许多问题。一方面，行业不够规范，参与企业不专业，一定程度上影响了行业发展；另一方面，储能建设成本相对较高，成本回收周期长，影响了市场对储能的投资热情。“巫俊生说，“鉴于此，政策鼓励和支持电网企业布局分布式项目储能市场，对产业发展将产生积极作用。储能市场需求大，分布式项目储能设施具有分散性、灵活性特点，多元市场主体进入有助于形成百花齐放的市场局面。”
市场普遍处于观望状态
国内电网侧储能曾在2018年爆发，2019年后，伴随电储能设施的成本费用不计入输配电成本、严控电网投资等政策规定出台，电网侧储能投资热情受到抑制。
随着新型电力系统构建提上日程，快速增长的新能源并网亟需储能作为灵活性调节资源作为支撑。但是，面对成本回收机制尚不完善的储能投资，企业普遍处于观望状态。
今年7月出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，积极推动电网侧储能合理化布局。通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流电接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求。
业内人士对记者表示，虽然政策“开闸”，但要从根本上调动企业布局电化学储能的积极性，需要参照抽水蓄能，捋顺电价机制。
今年4月，国家发改委发布政策，针对抽水蓄能两部制电价提出了一系列新的措施和办法，核心在于通过容量电价实现抽水蓄能的保底收益，为抽水蓄能建设再次进入快车道扫清了障碍。
与此同时，相关政策也明确提出要深入推进能源价格改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。
“不过，相比抽水蓄能，以电化学储能为代表的新型储能，目前电价机制仍不明朗。”一位分析人士称，“由于电网自建的储能电站不能纳入输配电价成本，同时没有明确的成本回收渠道，经济账算不过来，就无法撬动电网投资储能的积极性。”
捋顺储能成本疏导机制
在新型电力系统构建中，作为宝贵的灵活性资源，无论是抽水蓄能还是电化学储能，都将释放重要价值。
也正是在这一背景下，国家电网与南方电网对于抽水蓄能的投资可谓不留余力。
国家电网公司在今年3月曾提出，为充分满足新能源发展需要和区域、省级电网调峰需求，积极推动抽水蓄能电站科学布局、多开多投，力争“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。
另一大电网企业南方电网公司也曾提出，未来15年，将再投产3600万千瓦的抽水蓄能。
显然，电网企业对储能有极大需求。问题是，如何引导电网企业参与新型储能电站的投资建设而不只是“偏爱”抽水蓄能。
业内人士向记者表示，探索商业模式是破题关键。“在新型储能的商业模式设计和成本疏导方面，主管部门已明确提出要建立电网侧独立储能电站容量电价机制，但具体落实细则仍尚未发布。”
多位储能行业专家认为，电化学储能与抽水蓄能在调节范围、系统备用方面功能一致，而且调节速度更快、转换效率更高，也应该享有容量电价，这样才能通过价格机制激发电网企业投资电化学储能的积极性。
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