“双碳”目标下，新能源行业无疑迎来前所未有的景气周期。

然而，风电、光伏作为主力的发电能源，因为本身天然随机性、间歇性和波动性特征，随着其装机量的快速增长，其带来的新能源消纳问题愈加突出。

在此前提下，“新能源+储能”的模式开始在全球范围内得到有效推广，成为了解决新能源在大幅装机下消纳难题的一把钥匙。

目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”。

然而，从实际应用效果来看，至少在新能源发电侧环节，“新能源+储能”的应用效果并不理想。

两周前，在光伏行业协会召开的2023年光伏形势与展望座谈会上，与会专家们就一组数据展开探讨：电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储的等效利用系数仅为6.1%。

有行业人士指出，6.1%这一低水平数字背后，反映出新能源侧储能并没有如预期的那样担负起其本应完成的风、光消纳任务。不仅如此，还成了新能源发电企业的经济负担。

也正因为如此，新能源产业界有关取消风、光电站侧强制配储的政策呼声不时响起。

“光伏发电站不应强制配套储能，平衡电力余缺应由电网进行优化，由个人或单个电站来平衡并不科学。”3月1日，全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元在接受包括21世纪经济报道记者在内的媒体采访时表示，再次呼吁各地方不应强制电站侧企业配储。

综合多位行业界、专家人士意见来看，电站侧储能不但未能产生较好的经济效益，反而加重企业负担背后，原因包含政策等多方面因素，但最根本原因在于：现有条件下，其本身未能找到成熟的商业模式。

乐驾能源CEO潘多昭向21世纪经济报道记者表示，地方规划储能建设的超前性、成本挤压下部分储能项目的不合格率问题、现有电网调度机制下储能应用成本过高，三方面问题共同导致了电站侧储能利用率的低下。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇则向记者进一步指出，新能源发电侧配置储能的商业模式如何跑通才是横亘在行业发展路上的最大难题。“由于缺乏合理的调度机制和电价疏导机制，新能源强制配储没有经济性”——这一观点似乎已成为行业共识。

现实反差

记者查阅资料发现，6.1%——这一数字最早来自中国电力企业联合会2022年11月14日披露的《新能源配储能运行情况调研报告》（简称：“报告”）。

报告披露的更详细数据显示，中国电化学储能项目的平均等效利用系数仅12.2%。其中新能源配储能利用系数仅为6.1%,火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户储能为28.3%。

对比发现，相比于电网侧、用户侧，电站侧（新能源发电侧）配储能利用系数最低。

该调研报告指出，新能源侧储能的运行策略最多做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。

这一结果是否证明了电站侧储能建设本身没有意义？但是，答案并非如此：新能源电站侧配储无论对上市整个新能源的消纳，还是保证电网安全稳定都意义重大。

刘勇表示，新能源为发电侧配储有两方面意义：“电网要保证自己的安全稳定运行，新能源电力要解决消纳，必须要有灵活性的资源做支撑。灵活性资源包括：电网灵活性改造和电站环节的配储。

对于电网安全稳定运行而言，由于新能源电源的不稳定性，不加储能的光伏并网发电系统将对线路潮流、系统保护、电网经济运行、电能质量和运行调度等方面产生诸多不利影响。

另外，从新能源消纳能量备用角度，储能系统可以在光伏发电不能正常运行的情况下起备用和过渡作用,如在夜间或者阴雨天,电池方阵不能发电时,储能系统就起备用和过渡作用,其储能容量的多少取决于负荷的需求。

不久前，国家电网有限公司副总工程师兼国网能源研究院有限公司执行董事（院长）、党委书记欧阳昌裕接受了媒体采访，在评价新能源配储的作用时同样认为：新能源配储对于促进新能源消纳、助力新型电力系统建设起到三个方面作用：一是有利于在高温、寒潮等极端天气下保障电力稳定供应；二是有利于加大电力系统安全裕度，解决新能源发电的无法提供有效转动惯量、短路容量和调频能力的问题；三是有利于提升新能源利用率，支撑高比例新能源高效利用。

也正因新能源配储的巨大意义，在各地大规模推进光伏、风电装机规模增长时，近年来，新能源发电侧“强制配储”也在地方层面密集推动。2019年以来，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，其储能政策要求储能配置比例多在10%-20%之间。

从规模占比来说，电站侧配储在整个储能市场格局中也举足轻重。截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%；新型储能中90%为电化学储能。截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能占比接近一半。

强配“双输”

既然新能源配储意义重大，为何其2021年利用率仅有6.1%？又为何有众多新能源企业呼吁取消光伏电站侧强制配储？

21世纪经济报道记者调查发现，其根本原因在于电站环节巨大难以回收的成本客观上压制了电站的收益率，一定程度上阻碍了新能源的装机。

与通威集团董事长刘汉元观点相类似，2022年，时任全国政协委员、金风科技董事长武钢同样在其全国两会的“双碳”提案上指出：低水平的发电侧储能利用率令上游企业增加了“项目运行成本”，给企业电站建设带来巨大成本。

通威集团董事长刘汉元在2021年全国两会期间提交的一份关于“双碳”议案内容中提供的一组数据显示，即便采用成本相对便宜的锂电池方案，储电成本依然达到了约0.44元/度，光伏发电的电价也差不多是0.38元/度，已经和煤电成本持平。

刘汉元指出，相比大容量集中储能，发电侧小容量的储能系统投资建设的成本较高、充放电效率较低，客观上不合理地推高了可再生能源的建设成本与电力价格。

有业内人士综合分析指出，我国尽管不断创造储能成本市场化疏导的条件，但当下仍主要由新能源承担储能发展带来的成本。在新能源、储能都未实现成本快速下降的情况下，要求新能源绑定储能可能反向影响新能源的发展，带来“双输”的局面。

问题出在哪里？储能行业“耕耘多年”的乐驾能源CEO潘多昭总结认为，有三个原因共同导致了6.1%——这一极低利用系数的出现以及新能源企业不愿在电站侧配置储能。

三个原因依次是：地方上，政策规划具有超前性，有时太过超前；二是，原材料飙涨和入网电价挤压下，一部分储能项目可能存在的质量安全性问题，由此导致电网不愿意调用；三是，新能源场站的储能电力调度的技术储备相对不完善、结算机制不灵活，以及部分新能源储能项目规划建设上存在不合理现象带来商业模式问题。”

先来看第一个问题。为应对新能源大幅装机率提升带来的新能源电力消纳及电网稳定性降低等问题，地方政府积极推动电站企业“电站”+“储能”建设模式，其储能政策要求储能配置比例多在10%-20%之间，有地方甚至要求配储比例高达30%。

那么，如此前置的配储比例是否有其实际意义？

科陆电子副总工刘佳璐告诉记者，配储要分地区、分情况讨论，比如西北、北方某些区域新能源新增装机量大，相对应的，储能也需要更高配置比例。另外他认为，即使眼下多铺设的储能看起来过于前置，随着新能源装机占比进一步提升，其最终也将派上用场。

“从我个人的观点来说，还是需要按现有的比例来执行下去的。现在看的话，可能中国目前还没有这么大的调度压力。但未来，随着新能源装机量占比的提高，可能只要3~5年内，电网调度压力必然十分巨大，此时储能配置必将派上用场。”刘佳璐表示。

至于部分储能项目的质量性问题，伴随着近年来原材料成本上涨的巨大压力下，问题较之以前更为突出。

一位不愿意具名的电网内部人士向记者表示，目前，“光伏、储能原材料价格飞涨，都在抬高电站运行成本，而后面的发电上网价格又被（电网侧）卡死，导致有些企业只得选择性能较差储能的产品，但这必然带来安全隐患。电网也知道这一点，有些项目干脆不调用了。”

中电联则在报告中同样表示，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。

据统计，2022年1～8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。这无疑表明，电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

最后也是最关键的问题——发电侧配储尚未走出成熟的商业模式。商业模式考验有以下几点：一、中国现有电价体制下，平价上网时代，单独依靠发电侧本身的上网收益情况无法覆盖电化学储能成本。

潘多昭指出，目前锂电储能lcoe度电成本（平准化度电成本）在0.6-0.7元/kWh（基于每年660次充放电，也就是每天两充两放，6%折现率），而新能源电站当前上网电价约为0.3-0.4元/kWh水平，这意味着每天多调用一次锂电储能，都将给电站的度电成本带来巨大提升。

此外，由于中国并未走德国那种完全需求侧相应电力定价的模式，售电侧的整体波峰和波谷价差不大，无法覆盖0.6元/度电的成本水平。这也导致企业并不愿意调用储能。

二、一些依赖补贴储能的项目，其商业模式也无法复制。刘勇指出，某地给予储能示范项目一些政策的支撑，短期能保持储能项目收益6%-8%，但各地政策多变，补贴的商业模式面临随时取消风险，也无法复制。

中国电力企业联合会也给出了举例，“比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。”

三、新能源电站厂商不具备建设、运营储能电站能力，建设和后期运营储能电站这块也一定程度增加了发电成本。

刘勇表示，目前的新能源侧配套建设的多数储能项目，其实质乃是电网侧储能项目。按照各地配储要求，新能源发电企业如今不单单要建设光伏、风电电站，还要进行储能的设计、施工、安装、采购、运维。而储能最重要的安全性问题也需要时刻注意。但很多电站本身并不具备这样的技术支撑，因此新建储能电站的成本可想而知。“电化学电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，维护难度极大。”另有专业人士指出。

潘多昭最后总结，多重因素交织作用下，相比于部分区域用户侧储能已经具备成熟商业模式，发电储能不具备商业化推广条件。其还表示，乐驾能源原本也曾尝试过电网侧储能项目开发运营，但后来在包括成本的各项压力下马，最后基本上放弃了这项业务。

共享储能

诸多因素交织作用下，正当新能源发电企业自建储能迟迟无法实现成熟商业化，另一种“共享储能”的模式应运而生。

在2021年7月份，在国家发改委、国家能源局联合发文明确“鼓励探索建设共享储能”后，山东、湖南、浙江、青海、河南、内蒙古等20多个地方能源主管部门相继出台配套政策，把共享储能作为开发建设储能电站的重要方向。

共享储能有哪些好处？主流观点认为，共享储能新能源独立配置储能更容易形成规模优势，也缓解了新能源运营商的投资压力。

刘勇认为，共享储能是一个政府、发电企业、电网都认可和接受的一个商业模式，但尚需进一步的电价机制的支持。

刘勇介绍，共享储能电站，意味着每家新能源电站企业不用考虑储能投资建设的问题，而是通过提供服务费给一家大型的储能电站企业——这种租赁方式解决配储的问题。其具备两大优点：第一风光发电企业不用考虑储能电站投资建设的问题，便于集中资源用于主业；二是，当下自建储能电站成本过高，共享储能可以通过均摊方式降低成本；最后，共享储能模式也有利于公共资源的利用最大化。

但共享储能模式也难以解决商业模式方面的根本问题，该模式能否最终跑通也颇具争议。

首要问题还是成本问题。“全产业链涨价给共享储能项目建设带来压力，企业虽然备案了不少共享储能项目，但鉴于上游产品价格高企，不少项目处于做完前期可研就停滞的状态。”有业内人士指出，共享储能租赁成本较高也带来出租率偏低，进一步造成投资成本的浪费。

潘多昭则表示，他对发电侧共享储能的前景看好，但当下的市场机制下，共享储能模式还暂时难以走通。

“共享储能可以看做把众多小新能源电站的电力资源汇聚到一起，但它本质还是依附在光伏和风电场站之下，电网调度之后，众多小电站之间相互结算也成为问题，实际上，在最先的制度设计时，储能电站并没有一开始就被当成可以共享资源来调配。”潘多昭表示。

也有人士指出，“每个省的市场策略、收益计费方式不一样，需要因地制宜设计不同方案，商业模式不能快速复制，无形中提升了共享储能项目的建设成本。

刘勇则表示，共享储能快速发展未来可能不单靠容量的租赁以及调峰收益，未来参与电力辅助市场也可能成为其收益重心，从长远来看，共享储能或将成为新能源发电侧的主流。