“30·60双碳目标”的提出，加快了风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展，但是新能源波动性和随机性特点也成为了保障电力稳定供应的阻碍。新型储能电站作为一种有效平抑新能源电站出力波动的解决方案，一方面可提升可再生能源的消纳比例，另一方面，可以快速响应电网的调峰、调频需要。

在刚刚过去的2月份，从国家到地方共有30余项关于储能政策的发布或征求意见，涉及顶层规划、直接补贴、示范项目征集、现货市场、辅助服务市场等方面。在资本市场上，储能也早就被誉为下一个“万亿风口”。但形成鲜明对比的是，在光伏們的调研中，大量已投运的新能源侧配套储能沦为“摆设” 。

一边是政策端的利好和资本端的追捧，另一边却是储能仅仅是新能源电站一道并网的门槛。那么新能源配置储能的意义与价值何在？

储能元年的爆发与隐忧

2021年，被称为是“储能元年”。据不完全统计，这一年中央部委及地方发布的储能相关文件多达200多条，但是并没有让储能行业形成统一的发展逻辑，在诸多政策中，中央部委的政策文件更多的是以“指导性意见”为主，涉及执行细则的配套环节尚未出台。在地方性的政策中，“要求新能源项目按比例配置储能”成为了普遍现象。截止到目前，共有20个省（市）要求配置储能，配置比例基本不低于10%，配置时间大部分为2小时。

在政策的督导下，储能电站的立项如「雨后春笋」般发展迅速，但是相形见绌的是已投运的储能电站运行情况堪忧，大量的配套储能项目处于闲置阶段。对于这种现象，业内人士对光伏們表示：“业内普遍对于强配储能的积极性并不高，更多的是为了并网指标去硬上储能电站以满足政策要求，很多企业拿了指标但并不进行实质性建设，使得储能项目的象征意义大于实际意义。”

“目前大部分新能源电站配储能按照10%*2h的比例要求的，但并没有人给出这一配置比例的依据。另一方面，已投运的储能电站大部分为10MW/20MWh，单体规模小实际上对于电网的调峰调频来说比较鸡肋，很多储能电站投运之后就一直闲置，未被电网公司调度过”，上述人士补充道。

在缺乏相关标准的情况下强配储能，有业内人士认为，在目前这种情况下，可能会带来整个产业的无序发展，出现“劣币驱逐良币”的现象，尤其在缺乏标准的情况下，企业为了压缩成本，造成低技术水平储能产品的大规模使用，进而加剧安全风险。

任重道远：从成本到模式

事实上，储能电站沦为“摆设”的现象源于新能源配置储能的价格疏导机制尚未完善。理论上，作为电力系统中的关键一环，储能可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节，也可自组建成微电网系统。储能在各场景的「无所不能」，也意味着储能有着多种理论上的盈利途径，比如电网侧的调峰调频、用户侧的峰谷套利。

但现实是“骨感”的，在市场准入上，储能电站参与电力现货交易市场的准入条件还有待明确，交易规则还有待完善。价格机制上，建立电网侧独立储能电站容量电价机制也迟迟没有下文，行业整体仍缺少完整的商业逻辑来引导社会资本进入到储能项目中。

以一个100MW的光伏电站为例，按照新建保障性并网项目配储规模不低于15%、储能时长2小时以上；新建市场化并网项目时长4小时的标准，用1.5元/Wh计算储能系统成本，则保障性项目初始投资成本增加0.45元/W，市场化并网项目需要多0.9元/W。除此之外，在运行中的折旧费、电能转换效率损失、电池容量衰减等因素也会大大提高整个储能电站的生命周期成本。

结合这两年光伏产业供应链价格波动的行业背景，强配储能对于刚刚达到“平价上网”的新能源企业来说，无疑是雪上加霜。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在接受《中国新闻周刊》采访时指出，按照目前的补偿标准，企业没有动力提供调峰服务，“怎么算都不划算”。因为储能电池一度电的储存成本在0.5~0.6元，如果再加上它的运行成本和能量损耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，大部分的调峰补偿价格都比这个数字要低。

在近期发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中，提及到2025年，电化学储能系统成本降低30%以上，被外界认为是新型储能发展的政策信号。但某资深储能行业从业人士一语中的，他认为，“降本对于储能电站发展是一个正向推动，但并不是解决盈利问题的核心，储能成本从前几年的3元/Wh降到现在1.5元/Wh，虽然装机变多了，但在企业眼里仍是一个包袱。根本原因还是缺少商业模式让储能体现价值。目前制约储能行业发展的有政策、成本、以及安全这三大因素，后两者可以总结成技术端的原因，而技术的提升离不开资金的投入，所以说解决根本问题还是需要政策来完善储能市场的商业逻辑。”

强制储能配套而不进行价格与成本的疏导，只能徒增新能源发电企业的负担。新能源配套储能之路仍然任重道远。而在常规的发电侧配储能之外，储能电站的应用模式也在试图探索新的出路。

独立共享储能是指新能源发电企业自建或与省电力公司共建储能电站，将独立分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，交由电网进行统一调度，以此推动源、网、荷各端储能能力全面释放，提高储能资源利用率。独立共享储能电站提供长期容量权益和储能服务租赁，建设及使用共享储能的电力企业可以将电价发布在电力交易市场，在满足各方自身需求的同时，实现多方共赢和储能资源的最大化利用。

独立共享储能的优点可以归纳为三点：一是有利于促进新能源电力消纳；二是有利于缩短投资回收周期，提高项目收益率；三是有利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份。目前青海、湖南、山东等地的独立共享储能模式推广较快。其中，根据数据，青海电网共享储能电站累计增发新能源电量历史首次突破1亿千瓦时大关，系国内首例，青海格尔木美满闵行32MW/64MWh储能电站项目也成为了国内首个商业化运行独立储能电站。

但需要思考的另一层面是，“谁受益,谁付费”的市场化长效机制背后，如何均摊成本以及电网在其中扮演怎样的角色，如何确保利益机制顺畅且长效，这仍然涉及诸多维度的挑战。

从研发示范时期到如今商业化初期，再到未来步入规模化发展，新型储能是有着一以贯之的发展规划的，但是如今缺少有效执行的价格补偿机制、共享储能的可复制性等问题都在制约着新型储能规模化发展。毫无疑问的是，新型储能前景是光明的，但在眼下拓展新型储能商业模式的道路上，仍需要摸更多的石头过更多的河。

原标题：新型储能电站：光明未来与曲折道路