在剛剛過去的2月份，從國家到地方共有30余項關于儲能政策的發布或征求意見，涉及頂層規劃、直接補貼、示范項目征集、現貨市場、輔助服務市場等方面。在資本市場上，儲能也早就被譽為下一個“萬億風口”。但形成鮮明對比的是，在光伏們的調研中，大量已投運的新能源側配套儲能淪為“擺設” 。

 

一邊是政策端的利好和資本端的追捧，另一邊卻是儲能僅僅是新能源電站一道并網的門檻。那么新能源配置儲能的意義與價值何在？

 

 

2021年，被稱為是“儲能元年”。據不完全統計，這一年中央部委及地方發布的儲能相關文件多達200多條，但是并沒有讓儲能行業形成統一的發展邏輯，在諸多政策中，中央部委的政策文件更多的是以“指導性意見”為主，涉及執行細則的配套環節尚未出臺。在地方性的政策中，“要求新能源項目按比例配置儲能”成為了普遍現象。截止到目前，共有20個省（市）要求配置儲能，配置比例基本不低于10%，配置時間大部分為2小時。

 

在政策的督導下，儲能電站的立項如「雨后春筍」般發展迅速，但是相形見絀的是已投運的儲能電站運行情況堪憂，大量的配套儲能項目處于閑置階段。對于這種現象，業內人士對光伏們表示：“業內普遍對于強配儲能的積極性并不高，更多的是為了并網指標去硬上儲能電站以滿足政策要求，很多企業拿了指標但并不進行實質性建設，使得儲能項目的象征意義大于實際意義。”

 

“目前大部分新能源電站配儲能按照10%*2h的比例要求的，但并沒有人給出這一配置比例的依據。另一方面，已投運的儲能電站大部分為10MW/20MWh，單體規模小實際上對于電網的調峰調頻來說比較雞肋，很多儲能電站投運之后就一直閑置，未被電網公司調度過”，上述人士補充道。

 

在缺乏相關標準的情況下強配儲能，有業內人士認為，在目前這種情況下，可能會帶來整個產業的無序發展，出現“劣幣驅逐良幣”的現象，尤其在缺乏標準的情況下，企業為了壓縮成本，造成低技術水平儲能產品的大規模使用，進而加劇安全風險。

 

 

事實上，儲能電站淪為“擺設”的現象源于新能源配置儲能的價格疏導機制尚未完善。理論上，作為電力系統中的關鍵一環，儲能可以應用在“發、輸、配、用”任意一個環節，也可自組建成微電網系統。儲能在各場景的「無所不能」，也意味著儲能有著多種理論上的盈利途徑，比如電網側的調峰調頻、用戶側的峰谷套利。

 

但現實是“骨感”的，在市場準入上，儲能電站參與電力現貨交易市場的準入條件還有待明確，交易規則還有待完善。價格機制上，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制也遲遲沒有下文，行業整體仍缺少完整的商業邏輯來引導社會資本進入到儲能項目中。

 

以一個100MW的光伏電站為例，按照新建保障性并網項目配儲規模不低于15%、儲能時長2小時以上；新建市場化并網項目時長4小時的標準，用1.5元/Wh計算儲能系統成本，則保障性項目初始投資成本增加0.45元/W，市場化并網項目需要多0.9元/W。除此之外，在運行中的折舊費、電能轉換效率損失、電池容量衰減等因素也會大大提高整個儲能電站的生命周期成本。

 

結合這兩年光伏產業供應鏈價格波動的行業背景，強配儲能對于剛剛達到“平價上網”的新能源企業來說，無疑是雪上加霜。

 

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海在接受《中國新聞周刊》采訪時指出，按照目前的補償標準，企業沒有動力提供調峰服務，“怎么算都不劃算”。因為儲能電池一度電的儲存成本在0.5~0.6元，如果再加上它的運行成本和能量損耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，大部分的調峰補償價格都比這個數字要低。

 

在近期發布的《“十四五”新型儲能發展實施方案》中，提及到2025年，電化學儲能系統成本降低30%以上，被外界認為是新型儲能發展的政策信號。但某資深儲能行業從業人士一語中的，他認為，“降本對于儲能電站發展是一個正向推動，但并不是解決盈利問題的核心，儲能成本從前幾年的3元/Wh降到現在1.5元/Wh，雖然裝機變多了，但在企業眼里仍是一個包袱。根本原因還是缺少商業模式讓儲能體現價值。目前制約儲能行業發展的有政策、成本、以及安全這三大因素，后兩者可以總結成技術端的原因，而技術的提升離不開資金的投入，所以說解決根本問題還是需要政策來完善儲能市場的商業邏輯。”

 

強制儲能配套而不進行價格與成本的疏導，只能徒增新能源發電企業的負擔。新能源配套儲能之路仍然任重道遠。而在常規的發電側配儲能之外，儲能電站的應用模式也在試圖探索新的出路。

 

獨立共享儲能是指新能源發電企業自建或與省電力公司共建儲能電站，將獨立分散的電源側、電網側、用戶側儲能資源進行整合，交由電網進行統一調度，以此推動源、網、荷各端儲能能力全面釋放，提高儲能資源利用率。獨立共享儲能電站提供長期容量權益和儲能服務租賃，建設及使用共享儲能的電力企業可以將電價發布在電力交易市場，在滿足各方自身需求的同時，實現多方共贏和儲能資源的最大化利用。

 

獨立共享儲能的優點可以歸納為三點：一是有利于促進新能源電力消納；二是有利于縮短投資回收周期，提高項目收益率；三是有利于促進儲能形成獨立的輔助服務提供商身份。目前青海、湖南、山東等地的獨立共享儲能模式推廣較快。其中，根據數據，青海電網共享儲能電站累計增發新能源電量歷史首次突破1億千瓦時大關，系國內首例，青海格爾木美滿閔行32MW/64MWh儲能電站項目也成為了國內首個商業化運行獨立儲能電站。

 

但需要思考的另一層面是，“誰受益,誰付費”的市場化長效機制背后，如何均攤成本以及電網在其中扮演怎樣的角色，如何確保利益機制順暢且長效，這仍然涉及諸多維度的挑戰。

 

從研發示范時期到如今商業化初期，再到未來步入規模化發展，新型儲能是有著一以貫之的發展規劃的，但是如今缺少有效執行的價格補償機制、共享儲能的可復制性等問題都在制約著新型儲能規模化發展。毫無疑問的是，新型儲能前景是光明的，但在眼下拓展新型儲能商業模式的道路上，仍需要摸更多的石頭過更多的河。