从去年到今年，因双碳目标的提出资本市场对电力行业格外关注，从之前抄新能源到最近抄储能，似乎新能源+储能是实现双碳目标的法宝。然而事实上，新能源+储能与双碳目标之间隔了一片海，这片海不单是装机量、电力系统智能化等因素，也不只是技术与成本问题，更是电力市场以及与其相配套的电力体系问题。
01、解决供需问题的库存
仓库的作用直观看是用来存储货物，本质上仓库是调节供需平衡的工具。
大宗商品交易中一定会特别关注库存，库存是供需关系的一个重要的反映，甚至是领先指标。
然而放到电力领域，因为无法大规模的存储，库存的概念几乎在电力不存在。
但问题是，电力作为一种大宗商品也摆脱不了供需的波动。相反，电力波动的周期性非常强，短期看每天都是一个周期，迎峰度夏更是每年的典型周期。既然有周期，缺乏了库存调节的电力系统是怎么解决供需不平衡的问题呢？
主要是靠各类电源出力多少来调节，更直接的说是可控电源的调度来解决。
商品供需中，供给包含了产能、产量、库存等要素。没有库存的电力系统，只能是靠产量的适时调节来解决。这种纯靠产量来调节供需的商品体系，有没有类似“零库存”管理的感觉呢？
02、新型电力系统
在双碳目标提出后，以火电主导的电力系统正朝着以新能源为主体的新型电力系统转变，急需解决的问题就是灵活性资源的问题。在其他商品领域，这种灵活性资源可以天然的靠提前生产，库存等方式解决。
电力系统的转变，如果从库存视角看，则是把过去可控电源替代库存的机制转化为以灵活性资源替代库存的机制，是一个新的库存体系。
由于新能源出力的不稳定性，储能被看作是一个重要的对冲手段，从近期资本市场对储能热点的追逐来看，似乎新能源+储能将成为这个新的库存体系。但这些只是表面上的“硬件”，至少还有两个“软件”是至关重要的，一个是数字化，一个是市场化，且两者也互相关联。
数字化
在TMT领域一直存在一个话题，中国的TO B生意为什么这么难？一个解释是国内的市场一直都是重硬件而轻软件，就连项目周期也是如此，比如硬件的采购往往在前，因为硬件需要先安装好后施工才能往下进行，但软件往往是在后的，而且不像硬件总有时间点要卡，软件的交付常常可以拖一拖。
数字化在新型电力系统中的作用毋庸置疑，灵活性调节没有数字化的信息交互就是一纸空谈。但是不是有了软硬件这套系统就可以自行运转了？
市场化
科学解决了物理问题，市场解决了人性问题。
就像需求侧响应，本身是很好的调节负荷的手段，可从前段时间广东电力交易中心公布的运行日报来看，需求侧响应用户参与度并不高，因为大家一算账发现不划算。
所以市场才是解决根上的问题，如果市场有机会获利，数字化建设、新能源开发、储能配套等自不必多说，肯定有人会做，如果利润足够，7X24小时开工也绝不会缺人。
03、市场的困境
市场不是一天建立起来的，相反电力市场的建设困难重重。
今年国家发改委和国家能源局发了一系列文件，从政策的方向上来看，为了实现双碳目标需要引导新能源资产建设，为了保障电力系统安全稳定经济运行又在推进分时电价机制完善，同时推动储能项目建设等。虽然这些政策都是在解决以新能源为主体的新型电力系统所碰到的问题，但这些政策却也受限其自身的计划属性，难以从根上解决问题。
分时电价难时分
比如市场认为分时电价的调整有利于储能发展。分时电价调整从方向上确实有利好，但无论怎么调整都是在行政价格指导下，而这种价格存在天然的缺陷。
电力的时间和空间属性根本无法从目录电价或上网电价中反映，如果价格不能有效反映供需，以新能源为主的新型电力系统是难以解决上下游联动和优化问题，即使电网走向智能，这个智能也要基于供需信号，价格信号，才能更优质的调配资源。
光伏发电时，因其发电边际成本几乎为0，如果是以边际成本形成的市场电价，一定是白天电价低，晚上电价高，这在某省现货运行时就是实际情况。但第二天天气变化，光伏发电跟不上，白天电价就可能起来变高。
这种净负荷变化导致的价格波动，只能是通过市场交易才能给出的信号。现有的分时电价体系没法实时的区分净负荷和由此带来的价格波动问题，峰谷价格和时段无法一天一变，这是行政规定的峰谷价差天然无法做到的。因此如果电力市场改革尤其是现货市场建设问题没有解决，往后走会发现越来越难，问题也会越来越多。
市场的尴尬
可一谈到市场就要面临一个灵魂拷问，电价能否上涨？
从宏观上来说，价格的涨跌是受供需影响，因此理论上只要供大于求，应可以解决价格上涨问题。但从实际和微观层面来看，却不是这么一回事。
中国很多行业产能过剩，此前年年喊行业产能过剩，还年年增加产能，但价格并非是一路下行或持续低位。尤其是大宗商品交易中，产能、产量、库存都决定了供需情况，而且往往成周期性波动。
放在电力来看，新增的装机只是产能（容量）增加，且看未来十年，一定是新能源装机大增，新能源属于不可控电源，新能源的装机增加实际上是不可控产能的增加，相应的这部分产能对应的产量是不可控的。这又回到了新库存体系的问题。
市场化改革本就困难重重，再碰到整个电力体系的转变，压在市场改革上的担子就更重了。
04、储能商业模式的窘境
近期资本市场对储能很是上头，有的研究提出了储能商业模式有3种，也有提出7种、9种的。无论是什么样的商业模式，还是要回到本源，看储能对整个电力体系的价值。
从业内期刊以及券商研报汇总，储能的价值主要体现在以下几个方面：
电能量的存储和释放。这个特性是最为直观的，结合电力体系，其直接的价值就是削峰填谷，减少系统的峰谷差，是调峰价值的体现。此特性在不同的主体又有不同的价值体现：
对发电侧，对可控电源来说直接节约了峰荷机组的燃料费用和启停费用，对新能源来说是减少弃电，存储超发电量。其放电能力，实际起到容量支撑作用，部分替代了电源投资。
对电网侧，缓解了调峰压力，电能量的充放减少线路尖峰潮流，可以延缓输电投资。
负荷侧，通过低价时充电，高价时放电，降低用电成本，错峰用电。用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”，可以减少容量电费成本。[1]
电化学储能的快速响应特性。这个特性可被用于提供调频、备用、调压等多种辅助服务。这种积极响应增加了电网安全性，提升了电能质量。
将储能特性以及其在发电、电网、用户以及对应市场的价值梳理后如下：
从上图可以看出，储能在不同主体所发挥的作用都脱不开对应的市场。电力市场不仅仅包含电能量市场，还包括容量市场、辅助服务市场等。这些市场不是孤立的，都是环环相扣互相关联的，而这些市场目前基本都处于一个过渡期，有的市场甚至还没有建立。
以调峰市场为例，目前的调峰市场未形成有效的价格机制，激励不充分、不稳定、不准确。调峰补偿是现货市场未建立、分时价格未形成时的过渡机制。[2]
电力在时间和空间上的价值都有不同。电力的时间属性容易理解，一天不同时间的负荷不同，供需状况不同。电力在不同地点的价值也不一样，大城市中用电较多，发电少，实际是供不应求，体现在价格上自然应是高的，而在偏远有电源的地方，往往电力负荷较少，体现为供大于求，电力的价格自然应是低的。如果没有电力现货市场，这些价值是难以得到体现的，或者至少是难以准确、精确体现的。分时电价制度、调峰市场等都是电力体系在发展中的过渡形态。
在市场机制未健全的情况下，无论储能的商业模式是7个还是9个，本质上都难以实现。尤其是电力现货市场没有完全展开之前，始终缺少真正的市场机制引导。
在以新能源为主的电力体系下，储能或是必不可少的，然而光有新能源+储能，现在看是远远不够的。没有外部市场环境，难以形成市场的闭环，没有闭环又如何滚动前进。
电力市场的改革已进入深水区，时不我待，刻不容缓。
