2021年新型电力系统的提出使新能源快速增长，但其输出随机性、波动大的缺点，让配套储能系统成为刚需。也是这一年，国内各地方政府纷纷开始出台配储政策，包括宁夏、陕西、山西、内蒙古、安徽、河北、天津、河南等数十个地区，密集发布了储能配置要求及奖励政策。
政策利好的局面下，新能源配套储能无法回避的价值困境摆在我们面前。“对于新能源场站的业主来说，项目中配套储能还是困难的。”在中国储能西部论坛上远景智慧储能解决方案总监张轶坦言道，“经常有一些业主抱怨说，不配储能不满足政策，但是配储能又过不了投委会。”
事实的确如此，建设阶段强制配储能，造成了场站经济性的下降。张轶为大家算了一笔账，以一个5MW风电厂配储为例，以储能2元/Wh计算，当配置10%2h的储能时，场站整体IRR相比于不配储能下降9.92%；当配置20%2h时，场站整体IRR下降18.91%，像有些地区要求更高30%2h配置时，场站整体IRR下降27.12%，配储反而增加了场站的经济负担。
在没有合理的成本分摊机制下，谁为储能投资“买单”？又如何防止一味减少成本，用最低的价格采购，减配甚至不配电池检测、保护、消防系统，增加安全隐患的后果？这些实际的问题使储能发展陷入僵局。
如何打破这些僵局？“只有价值驱动的机制才能激活各环节的活力。”清华大学教授、中国能源研究会特邀副理事长夏青直言。市场是一个逐利的行为，哪里有利益，会向哪里去。那为什么现如今可再生能源配储成为一种“鸡肋”。归根结底与现货市场的价格信号“消失”有关。
“随着新能源比例的不断提高，火电数量急剧减少，边际电价定价失去功能，现货市场价格信号消失；加之，新能源有效容量在逐日、逐时、逐地变动，导致缺乏对新能源固定成本的定价机制，从而‘连累’储能价格机制模糊。”夏青接着强调道，“所以分时容量电价机制给予了储能设备价值度量。”基于新能源特性的分时容量电价机制，强调了新能源容量价值的时段差异性。当新能源出力曲线与容量需求一致时收益高，当新能源出力曲线与容量需求相反时收益低。所以企业想要高收益，便会自发配置储能来达到容量需求。用户侧同理，用户为了避免高峰用电产生的高电价成本，在经济利益驱动下激发用户投资储能、削峰填谷。
这一点也得到张轶的印证。她表示，“相比于强调不合理的降本，只有通过商业模式获取收益、技术创新以及供应链的合理降本才是新能源配套储能的健康发展路径。所以如何正确评估储能的经济性成为摆在我们面前的难题。”
众所周知，新能源场站通常使用度电成本（LOCE）作为衡量经济性的重要指标，这使得新能源更加关注度电成本与上网电价的比较。但是储能与风电、光伏不同，储能既是电源又是负荷，经济性评估应该与新能源有所区别。度电成本评估方式更强调储能的成本和放电量，而不能完整的反映储能作为独立个体的经济价值。
为了更加全面、准确的评估储能的经济价值，张轶建议采用度电利润来衡量整个储能的价值。度电利润与度电成本相比，从收益和成本做了补充，度电利润从收益和成本两个维度综合评估储能经济性，并在放电量和成本中引入了安全性。待未来收益更加明确后，储能实现造血，储能的经济性评估无需依附新能源场站，就可以通过度电利润进行全面评价、比较。
一直以来，新能源配储的成本分摊机制都是争议话题。面对着“多方收益，却无人愿意买单”的尴尬局面，行业呼唤合理的成本分摊机制出炉。
“目前都是发电企业买单的，不安储能电网不让他们并网。一开始新能源配储的成本都是由电网来买单，但随着配储越来越火热，电网想把成本计入输配电价，由全民买单，但是被发改委否了，导致目前储能成本无法转移出去。”一位行业人士表明。
为解决这一困境，近日，国家能源局科技装备司副司长刘亚芳在中国储能西部论坛上也表示加快完善新型储能体制机制。大力推进电力体制改革和电力市场建设，营造公平竞争的市场环境。研究建立新型储能价格机制，促进储能成本合理分摊和疏导。
此外，广东也率先做了首次将储能电价纳入输配电价的试水。直接推动有偿辅助服务与电力直接交易的配合，做到成本的转移，有效提升储能配置积极性。
虽然“谁受益，谁付费”的呼声越来越高，但是其市场机制和补偿机制尚未形成，离真正的落实还有很长一段距离。夏青教授也呼吁大家，不要把储能的价值仅仅盯在降低新能源波动、调峰、调频上，储能更重要价值也体现在大幅减少输电设备，节约了发输配电的投资以及提高输配电效率上。让用户最终享受更加优惠的输配电价才是我们共同的目标。
