理想很丰满，现实很骨感。当下的狂热的储能，正在商业模式困境中寻求破茧化蝶，与风电、光伏等新能源翩翩共舞。
作为促进风电、光伏消纳的重要工具支撑，储能市场的发展前景无疑是光明的。
2020年12月12日，国家提出到2030年风电、光伏发电累计装机容量达到12亿千瓦以上。在风电、光伏发电装机规模翻倍的基础上，可以解决风、光随机性、波动性、间歇性短板，储能的发展也应提速。
一、储能的狂热
实际上，按照“兵马未动，粮草先行”的逻辑，加快光伏、风电装机前，储能的发展优先级需要前置，而不是现在的较光伏、风电发展的节奏慢半拍。
1、储能写入7省2022两会报告
前不久闭幕的2022年全国地方两会，储能获得各级地方政府的重视。据“草根光伏”统计，山东、吉林、浙江、青海、四川、内蒙古、西藏和广东江门等7省1市 在2022年两会政府工作报告中均对储能发展作出规划。
其中，山东省政府提出“加快构建以新能源为主体的新型电力系统，推进新型储能规模化发展，最大限度消纳清洁能源。”很显然，全国首个出台储能发展意见的山东省更清楚储能对发展新能源的重要意义。另外一个清洁能源大省——浙江省则提出100万千瓦新型储能项目开工建设的目标任务。
2、二十余省区“强配”储能
储能正成为构建以新能源为主体的新型体力系统这盘大棋中的关键一环。近日，内蒙古人民政府印发了《“十四五”节能规划》提出，“十四五”新能源装机达到100GW以上，配置储能要求达到10%以上。
与此同时，“强配lfhf”储能俨然已是一个大趋势。据不完全统计，自2021年1月份以来，青海、海南、江西、福建、甘肃、天津、湖北、河南、陕西、宁夏、辽宁、安徽、山西、内蒙古、河北、广西、湖南、山东、浙江和江苏等20省、市、区下发相关文件，要求“强配”储能。
其中，大部分省、市、区的储能配置比例基本不低于10%，河南、陕西等省配置比例要求达到20%。配置时间大部分为2h，其中河北省市场化并网规模项目要求达到3h。
3、储能坐上大风口
国家到地方持续出台相关政策，甚至以行政式“强配”的方式去发展储能，让储能坐上了风口。2021年7月15日，国家发改委、能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，进一步打开了市场空间和想象力。
这是国家在政策层面第一次明确新型储能的装机目标，提出了“两步走”战略：到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能指的是抽水蓄能以外的储能，以电化学储能为主。
在此政策刺激下，资本市场上储能股闻讯暴涨。阳光电源和上能电气获得资本追捧。后者更是连续4个交易日实现20cm涨停，由45元左右快速拉升到185元。
二、储能的困境
资本市场上的狂热只是储能产业坐上风口映照现实一个缩影，却忽视了储能缺乏有效商业模式的冰冷现实。鉴于光伏、风电等先天性短板，发展储能的重要性不言而喻，而近些年储能发展一直处于“雷声大，雨点小”发展鼓点，究其症结还在于商业模式匮乏，说的直白点就是不赚钱还倒贴。
1、缺少有效商业模式
目前，光伏企业在储能这块的主要收入来源是提供调峰服务。因为电力系统的特性是必须保持实时平衡，发出的电和使用的电同步，所以发电机组需要不断改变出力来适应时刻变化的用户负荷，这就是调峰，也就是一种短时电力调节。
储能参与调峰的“收入”在各省虽有差异，但都在1元/kWh（千瓦时）以下，且几个报价较高的省份还进一步下调了价格，比如青海2020年12月将储能调峰每度电的补偿价格由0.7元下调至0.5元，湖南也在同期从0.5元/kWh降至0.2元/kWh。山东的储能有偿调峰报价上限只有0.4元/kWh。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出，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。“我去基层了解储能项目运行的实际情况，由于缺乏经济性，大部分储能项目都宁可趴着晒太阳，也不愿意调用来参与调峰。”
从调峰补偿价格上看，建设光伏电站配置10%的储能，储能这块业务是倒贴的，抬高投资成本、拉低收益率是无法回避的一个问题。这也是很多电站投资方对“强配”储能怨言颇多，参与热情不高的关键所在。
举例来说，建一个光伏电站，比较理想的情况下，收益率“能达到10％就已经不错了”，大约需要10年来收回成本，如果再配上20％的储能，投资成本会再增加10％~20％，收益率也随之从10％降到了6％~7％。
但鉴于储能在电站调峰中的重要性，不配套储能，光伏、风电的消纳也成了最大的问题。最明显的例子是，2021年7月、8月期间，黑龙江、辽宁、吉林和河北等省部分地区都出现了“拉闸限电”现象。本不缺电的东北地区“限电”，一方面暴露了煤价飞涨，煤电机组停运供电不足的问题，另一方面则指向了风电、光伏发电波动性的短板。这也使得“去煤电”的话题再次引起关注。
很明显，在风电、光伏电力供应上不足以“挑大梁”的情景下，“去煤电”还要慎重，同时加快发展电力化学储能，尽快弥补光伏、风电的“阿喀琉斯之踵”也摆在了台面。
从目前的政策来看，当下国家尚未就储能出台补贴政策，各地推动储能发展的主要路径也很简单，那就是行政上的“强配”，捆绑式的发展模式。当然，也有部分地区出台了储能补贴政策，为行业注入了一定动力。
2、广东、浙江等提供地补
2021年10月，在广东用电紧张的背景下广东肇庆发布了《肇庆高新区节约用电支持制造业发展的若干措施》，对区内企业建设储能、冰蓄冷项目，建成使用后给予150元/k W补贴，每个区内企业最高补贴100万元，错峰用电时期，储能负荷可以冲抵错峰用电的负荷指标。
2021年11月，浙 江 省 发 布《 关于浙江省加快新型 储 能 示 范 应 用 的 实 施意见》，文件中明确提出过渡期间，年利用小时数不低于600h的调峰项目给予3年容量补贴（200元／k W、180元／k W、170元／k W）；联合火电机组调频的示范项目，K pd值>0.9的按储能容量每月给予20万k Wh/MW调频奖励一定用煤量指标。
从部分地区给储能建设提供补贴的思路来看，当下要加快储能市场的发展，还需要提供财政补贴的方式予以正面刺激，需要“顶层设计”去规划引导，这样才能充分调动企业的积极性。
3、1亿千瓦潜在发展空间
构建以新能源为主体的新型电力系统，必须发展与之成正比的储能市场，这是整体电力系统保持平衡稳定运行的关键。按照国家规划到2030年光伏、风电合计装机12亿千瓦以上，储能市场的建设必须提速，与之相匹配。
2021年4月，国家电网公司总工程师陈国平在公开场合强调，2030年中国要想实现12亿千瓦的新能源装机容量，至少需要匹配2亿千瓦的储能。目前我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期，到2030年我国抽蓄电站装机最多只能达到1亿千瓦。
那么，剩下的1亿千瓦咋办？
缺乏有效商业模式的电化学储能，能补上窟窿吗？
4、电力现货市场套利
提供补贴，提高补贴标准，是提高参与热情的方式。饶是如此，有专家指出，解决储能商业化问题的关键，也并非如此简单。
在中国，调峰市场属于电力辅助服务市场的一部分。所谓“辅助”，是在正常电能生产、输送、使用外，为了维护电力系统稳定运行而提供的额外服务。我国电力辅助服务市场的交易品种包括调峰、调频、备用、自动发电控制（AGC）、无功调节、备用和黑启动服务等。2020年，中国已有22个省启动电力辅助服务市场，但都在市场建设初期，主要的交易品种就是调峰，部分地区辅以调频。
但在外国的电力辅助服务市场中，并没有调峰这项服务。袁家海解释说，在美国，实时电价的变化会自然而然地引导发电企业去主动参与调峰，让发电系统“平滑”出力，不需要一个额外的调峰产品。
因此，调峰辅助服务是在电价还没有完全放开的中国的特色产品。长期关注中国储能市场和政策的埃信华迈高级研究分析师梅根·詹金斯对《中国新闻周刊》指出，中国的调峰市场是在电力现货市场实施之前的一种提供平衡功能的过渡性市场结构。
当下，中国的电力现货市场改革刚刚起步，只有广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区是试点，大部分省还是以“计划电量+中长期合同电量”为基础，实时电价没有放开。在浙江和广东，都已经不再有调峰市场。
在袁家海看来，只有建立了成熟的电力现货市场，并且市场上有非常敏锐的价格信号时，储能的商业模式才能走通，“比如通过峰谷电价套利，每度电可以有0.2~0.3元的利润，如果再算上参与调频等辅助服务的收益，企业就更有动力了。”
5、安全问题不容忽视
当然，在提高补贴标准，建立健全完善的电力现货市场之时，我国储能产业的发展还需要加大技术创新、研发力度，全面提高储能电站的安全阀值。
在城市高比例发展光伏、风电，配套建设储能电站，是实现城市能源低碳转型的必经路径。不过，这一切必须以电站安全为前提。2021年4月16日中午，北京丰台区最大规模的商业储能电站毫无征兆的情况下突发爆炸，就给储能的安全问题敲响了警钟。
事实上，在现代电化学储能快速发展过程中，各种事故频发也对储能发展提出了更高的要求。2021年9月，北京通州一小区电瓶车发生爆炸引发火灾造成5人死亡。2022年2月，沈阳一新能源汽车发生爆炸，造成1人死亡，40余人受伤。
北京丰台区储能电站爆炸半年多以后，2021年11月22日，北京市应急管理局终于公布了事故的调查结果，认定“4·16”较大火灾是一起责任事故，起火直接原因是磷酸铁锂电池发生内短路故障，引发电池热失控。
这次事故造成1名值班电工遇难、2名消防员牺牲、1名消防员受伤，直接财产损失达到1660.81万元，可以说教训十分惨痛。但即便如此，也不能因噎废食，大力发展新能源还需要加快新型储能的发展。
按照12亿千瓦新能源装机需要配备2亿千瓦储能，以及全国20余省“强配”储能的政策要求，适用于光伏、风电的电化学储能将迎来空前广阔的发展空间，而储能实现商业化运作也是刻不容缓。
三、加快商业化，全面大爆发
对此，“草根光伏” 认为，要实现储能的壮大发展，单靠一刀切式的“强配”并不可取。真正解决储能市场发展热情不高的问题，还要从储能的商业化运作方面下功夫。第一，国家出台储能补贴政策，建立补贴退坡梯级制度，提高市场热情；第二，加快电力现货市场化运作，通过市场化机制提高储能补贴标准；第三，储能企业要加大技术创新力度，降低成本，提高安全性。
双碳新时代，储能迎来了最好的时代。在构建新能源为主体新型电系统的大趋势下，破解商业化不足的短板，储能必将迎来全面大爆发。
