中国储能网讯：近期，多地采取行动疏导储能成本。

  2024年2月，河南独立储能容量租赁市场正式运营；1月，河北和湖南明确了独立储能的充放电价格，河北还率先提出执行独立储能容量电价机制。

  在新能源配储政策和储能产业发展带动下，2023年国内新型储能新增装机是2022年累计装机的2.6倍，而储能成本回收难的问题也随着规模增长进一步放大。因盈利渠道单一或盈利模式不成熟，部分储能特别是投建早、成本高的储能亏损较严重；部分地区缺乏明确的电价政策，导致调用无据可依；充放电价格倒挂也导致部分储能“贴钱”参与电力系统调节。

  三地探索解决以上问题，其中河北政策力度较大：独立储能电价与分时电价挂钩，向电网送电的独立储能充电电量不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，降低储能的充电成本；以投入商业运行、进入电力现货市场为节点，制定不同时期的电价政策，让独立储能从建设到投运有较明确的运行依据和收入预期；独立储能容量电价机制覆盖全部已批复项目，电价上限为100元/千瓦·年，随投运时间逐步退坡。

  这些手段其实并不新鲜。参与山东电力现货市场的独立储能可获得容量补偿，湖南于2023年3月启动新型储能容量市场交易试点，国家发展改革委2022年5月已提出“独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加”的支持政策。

  有从业人士认为，当前国内储能行业发展面临一些挑战，与地方储能相关政策不完善有一定关系。部分地区没有很好地执行充电价格优惠政策，也存在储能企业“一拥而上”导致供给过剩、储能租赁价格“踩踏”的情况。地方出台合理的政策能有效引导行业可持续发展。

  政策“出招”疏导储能成本是打通储能产业发展、设备应用堵点的关键，但也需要关注钱从哪儿来。当前，新能源项目配建、租赁储能的成本由新能源企业承担，湖南未落实配储要求的新能源企业要分摊独立储能的充放电价差资金，河北的独立储能容量补偿费用则由全体工商业用户分摊。随着更多省区、区域电力现货市场转正和独立储能参与市场交易，产生的费用也将由市场用户承担。

  解决储能的问题，不能单看储能行业本身。尽管储能和新能源的建设成本已有所下降，但由于竞争激烈，新能源企业也承受着较大的盈利压力。储能参与市场的收入向用户侧疏导将一定程度上抬升终端电价，而工商业用户有较强的降低用能成本的诉求。在此背景下，政策制定需充分考虑新能源企业能否承受储能成本和终端用户的电价承受能力，走好储能盈利和发用侧价格压力的“平衡木”。