国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，提出在今年制修订100项以上新型储能重点标准，用以支持新型储能产业安全、规模化发展。

截至目前，已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标，包括山东、青海、山西、内蒙古等。据界面新闻记者不完全统计，到2025年，这些区域储能建设规模将接近54 GW。

海通国际证券指出，上述区域配储比例普遍在10%-20%，配储时长1-4小时，这将为新型储能的高装机增速“托底”。

在政策“托底”下，储能行业能否在2023年实现跨越式发展？政策落地和企业参与过程中又会面临哪些问题？

毕马威中国与中国电力企业联合会联合3月底发布的《新型储能助力能源转型》报告指出，行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期，经济性是储能下一程是否顺利发展的关键。

日前，毕马威中国能源及天然资源行业主管合伙人蔡忠铨、毕马威中国首席经济学家康勇，就储能热门话题接受了界面新闻记者的专访。

以下为采访内容，刊发时有所删节。

界面新闻：如何看待新能源强制配储这一“托底”政策？

蔡忠铨：新能源强制配储，是目前新型储能在发电侧的主要发展动力。在储能成本主要由发电侧承担、储能收益来源相对单一的情况下，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项目，相对忽视性能和安全问题，传导到储能供应方，就会引发低价竞争问题。

根据毕马威咨询调研，当前新型储能产业链各环节企业典型毛利水平大多不超过30%，多家储能上市企业毛利率水平也出现下降趋势。长此以往，将导致整体市场无法实现良性出清，低成本低性能建设模式，也将给储能产业埋下安全隐患，破坏行业整体生态。

界面新闻：如何看待配储和经济性之间的平衡点问题？

蔡忠铨：新能源配储的经济性还不是很显著，影响了其更快地发展。中国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制，并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。

另外，新能源配储利用率低。根据中国电力企业联合会的调研，为新能源配置的储能项目，等效利用系数仅为6.1%，在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。

电化学储能水平等效利用系数为12.2%。其中，火电厂侧储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%。

界面新闻：从电网侧看，储能成本高昂且很难传导到用户侧，问题的根源是什么？如何解决这一问题？

蔡忠铨：电网侧调峰、调频等储能装机的收益，主要来自于辅助服务补偿，辅助服务的补偿方式和分摊机制由各地区按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，制定相关细则。

但由于电网侧储能技术需要满足大容量、高效率、长寿命等要求，进而需要较高的研发投入，而这些成本都需要电网侧承担，叠加电力系统的负荷和电量波动性较大，用户需求的不确定性导致储能系统的运营成本和风险增加。

另外，由于电力市场不完善，电价受到政策等因素影响，电网侧储能无法通过提高价格把储能成本传导至用户侧。

结合国外市场经验来看，中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场，以完善成本疏导机制和扩大收益来源。通过引入容量成本回收机制，可以将辅助服务成本合理传输到用户侧。