在“双碳”战略下，储能大规模发展具有强大的逻辑，但近年来储能商业模式的问题始终困扰其发展，数据繁荣的背后是行业普遍的焦虑。相对美国、欧盟在政策和市场两端的双向发力，中国新能源配储能的模式当前带来的是“双输”的局面！政策扶持加市场导向，才能实现新型储能高质量发展，促进新能源与储能走向“双赢”。
储能的装机数据谜团
（一）储能装机的官方及行业口径
2月13日，能源局在京召开例行新闻发布会，发布2022年可再生能源发展情况，数据显示2022年新能源和储能都实现了新突破。储能方面，2022年底全国投运新型储能项目8.7GW（其中电化学储能占98%左右），平均储能时长2.1小时，比2021年底增长110%以上，这是能源局首次对外正式公开发布储能方面的数据。
中国储能发展的初级阶段，由于其应用场景多样，技术路线复杂，大部分储能项目标准化、规模化程度不高，也很少有纳入调度运行的，在数据统计方面存在较大的困难。中关村储能联盟等行业组织每年都发布储能发展白皮书等报告，对储能装机数据进行公布，让我们得以看到储能发展的进程。
随着储能被定位为新型电力系统建设的重要基础设施，能源主管部门开始关注储能的真实发展情况。2022年4月，发改委成本调查中心在官网发布的《完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统》的文章，首次提到2021年底电化学储能的累计装机量超过400万千瓦，其后在官方提到的储能装机中都采用了该数据。
（二）辨析储能装机的真实情况
储能历年累计装机（2021年、2022年采用官方数据）
由于2021年以前官方未发布公开数据，本篇中2012-2020年采用中关村储能联盟发布的数据。整体来看，储能自2017年开始进入快速发展阶段，但由于2021年采用官方数据，2021年新增装机数据不足1GW，原因可能是行业口径统计数据大于官方口径产生当年数据不匹配。
根据中关村储能联盟数据，2021年底储能总装机约5.7GW（比官方数据高出40%），当年新增2.4GW/4.9GWh。而2022年初步批露的行业数据为总装机12.7GW，当年新增6.9GW，仍比官方数据高出40%以上。
储能历年累计装机（行业数据）
如果仅是2021、2022年的装机数据不足以激发各界对储能的热情，实际上国内对储能行业繁荣的预期在于招标数据的引导。2021年国内大型储能EPC与设备总招标容量达10.1GWh，是当年总新增装机（行业数据）的2倍多；2022年储能项目招标容量约44GWh，是当年新增装机的3-4倍。储能行业装机数据的“提前繁荣”，只能用“今年招标、明年投产”来解释。那么按此推算，2023年我国储能装机将达到40GWh以上，而其中近半数为共享储能。储能的爆发期似乎马上到来！
新能源+储能，为何走向了“双输”？
但是，我国储能的快速发展并非一枝独秀，其发展局面也绝非一马平川。
美国、欧盟的储能也同步进入增长期，相对中国也不逞多让。受益于美国通胀削减法案的支持、电网公司容量购买以及市场机制等多重利好，美国2021年新增储能增量突破10GWh，2022年预计增长13-15GWh，2030年可能接近30GWh，其增长速度有超过中国的势头。受高电价驱动，欧盟“新能源+储能”的供电模式具有经济优势，欧盟2021年新增储能也达到了3.5GWh。
相对美国、欧盟相对清晰的发展逻辑，我国储能发展始终受困于商业模式的不健全。理论上，新型储能作为电力系统重要的调节设施，对于提升新能源消纳能力具有直接的作用，新能源+储能的发展模式，应该有效实现两者的“共赢”，但我国的实际情况远非如此！
1.配置储能增加了新能源的成本负担
基于“谁的问题谁解决”的思路，要求新能源按比例配置储能成为近年推进储能增长的主要原因，但配置储能大幅增加了新能源发展的成本。简单测算，光伏项目按照10%装机、2小时时长配置储能，将增加约0.6-0.7分钱的度电成本，而很多省份要求配置比例高于该比例。
配置储能对新能源来说是“规模越大，伤害越大”。从提高调节能力的角度，相对成本昂贵的储能，新能源如果有更多的自由度去购买需求响应、煤电深调等灵活性资源或者采用自身功率管理行为，其成本压力可能更小。
2.强配储能无法保证储能的高质量发展
按比例配置储能的政策，仅将新型储能作为新能源并网的门槛，并未建立对其运行效果的监督和考核制度，使储能效果发挥不足。同时，大部分省份，新能源仍未作为市场主体参与电力市场交易，新能源表后储能也不能在参与现货市场或辅助服务市场中获得收益，更加重了新能源侧储能参与运行的“惰性”。
根据中电联的调研报告，我国新型储能等效利用系数仅12.2%，新能源配储系数更是低至6.1%，配置储能对于提高新能源项目消纳能力收效甚微。由于没有针对实际运行的监测机制，为了降低成本的考虑，新能源配置的储能电站难以保证工程质量，反而不利于储能行业的整体提高。
3.共享储能仅是“击鼓传花”的第一棒？
共享储能作为独立主体已经能够参与现货市场或辅助服务市场交易，同时对于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。在自建储能成本高企，而新能源按比例配置储能的政策执行刚性不是很强的阶段，新能源运营商对自建储能采取消极态度，而必要时通过租赁共享储能的方式满足配储要求的倾向更加明显。
但共享储能也难以解决商业模式方面的根本问题。当前参与调峰辅助服务的补偿或价格标准普遍在0.2-0.5元/kWh，几个试点现货市场日分时电价峰谷差的平均值也普遍低于0.5元/kWh（山东为0.4元/kWh左右），同时考虑储能利用率不足等因素，其市场化收益还需打个折扣，所以共享储能仅靠参与市场交易距离回收成本差距较远，最后仍需将较大的成本部分通过租赁费用转移到新能源运营商身上，并没有改变储能发展的本质逻辑，不过是共享储能占据了“击鼓传花”第一棒的位置。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。
综上分析，有别于欧盟主要靠市场机制，美国依靠政策、市场双向发力，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。
破局，让新能源与储能走向“双赢”
对于当下破局储能与新能源发展“顶牛”局面，实现新型储能的高质量发展，使两者真正走向双赢，仍需从政策、市场双向发力。
1.政策方面
对于新兴产业，政策的助力至关重要，国内外可再生能源的发展都验证了这一点。尽管我国大规模财政补贴已不现实，但政策的调节与导向作用至关重要。笔者认为可采用的工具仍很多：
（1）转变新能源按比例配置储能的“一刀切”方式，通过推广电力市场交易机制、新能源并网运行要求等手段，使新能源有动力选择更经济的方式提高其灵活运行能力，也能促进所配储能的运行效果，真正起到储能的调节作用，对新能源来说既能提高消纳也降低了调节成本；
（2）出台投资税收抵免政策，对储能项目进行增值税与所得税减免，既提振储能的投资热情，也不会增加国家财政压力；
（3）强化“双碳”约束，提高新能源+储能项目的相对竞争力，比如落实非水可再生能源消纳责任权重在用户侧的分解，并对储能带来的新能源增发电量赋予更高的完成权重。
2.市场方面
（1）建立更加对等、透明的市场机制，提升调节市场的覆盖范围
储能的大规模发展以及调节收益的提升，一方面来自自身成本的下降，另一方面来自调节性市场（包括现货市场）的公平放开。在中国，电网公司以集中调度手段对系统安全进行总托底，保障了中国电力的平稳供应，但也带来调节市场的信息不对称与不公平竞争。比如，对抽水蓄能电站实施的容量采购机制而将储能摒除在外，压缩了新型储能的生存空间；对有序用电的管理，也很大程度削减了调节资源发挥作用。对于调节性资源的市场设计，应降低非必要的外部干预，尽量提升市场化的覆盖范围。
（2）短期内容量采购机制不能缺位
对于不同调节性资源，既要做到公平对等，也要兼顾各种品种的差异。储能完全依靠现货市场或辅助服务市场获利，需要在新能源为主体的新型电力系统建成后才能实现。在新能源为主体的场景中，电网的调节资源非常稀缺，间歇性的缺电与间歇性的电力富余将交替出现，满足储能盈利的价差条件才能出现，但仍需兼顾经济性与电网可靠性的平衡。
而现阶段，对于与抽水蓄能类似的新型储能，其一次投资较大，容量收益对于储能能提供更加稳定的收益，更符合储能的资产特性，也体现了储能增加电网容量充裕度的商品属性。建议在政府规划和监管的前提下，加大电网公司的容量采购力度，建立竞争的容量市场，可以有效促进大型储能发展，提升电力系统的调节能力和保障能力。
