一位光伏企業負責人告訴記者，現在的大型光伏電站審批，除了考慮電力消納問題，還需要配置一些光伏制氫項目等儲能設施，否則很難獲批。從回本周期來看，光伏電站一般是6年至8年，特殊項目可能需要10年左右。再加上配套的儲能設施，會將回本周期進一步拉長。即使是對于實力雄厚的國企和大型民企而言，這也是一筆不小的成本。

 

目前，“可再生能源+儲能”成本主要由新能源開發商承擔，但獲取收益的途徑依然只局限在發電上網。在企業看來，增加的儲能成本并未直接給原有商業模式帶來新變化，儲能項目被認為是“雞肋”。有些企業，上馬“假儲能”項目應付差事，使儲能成為擺設。

 

這種形勢下，雖然有不少儲能企業提出各自的商業規劃，希望讓發電側、電網側、用戶側均承擔一定比例的儲能成本，但成本如何分擔、如何收費，又成了一道難題。

 

儲能產業的春天已來。但談到商業模式開發和成本核算，不僅是企業，業內專家都不能給出明確的答案。“走一步，看一步政策”成為儲能行業的尷尬。

 

拋開儲能電站開發、土地、接入、并網驗收、融資等投入，更嚴峻的是，未來企業可能連建設成本都投不起。目前大多數儲能電池使用鋰離子電池，一個鋰電池汽車的需求，已經導致上游鋰、鈷資源大幅漲價，而儲能電池需求爆發后，原材料價格會漲到多少，誰也無法估計。

 

反觀氫儲能產業正處于起步階段，上下游渠道尚未打通，新能源發電制氫的成本，遠高于化學制氫。在尚未形成規模效應和下游市場需求井噴情況下，氫儲能這條路徑的商業化仍處于探索中。

 

目前，電儲能、氫儲能技術不斷迭代，在技術端幾乎沒有制約行業發展的因素，真正限制儲能行業的是如何商業化落地。

 

在資本市場將目光過于聚焦在上游龍頭企業的同時，也應關注新能源項目運營公司，上下游形成合力推動商業化，才能讓儲能行業走得又穩又好。