2月19日，山東省能源局印發《2021年全省能源工作指導意見》，提出建立獨立儲能共享和儲能優先參與調峰調度機制，新能源場站原則上配置不低于10%儲能設施。全省新型儲能設施規模達到20萬千瓦左右。

“新能源+儲能”并非全新的賽道，但在過去幾年，其發展勢頭一直被用戶側儲能和電網側儲能所壓制，直到去年全面爆發。

根據中關村儲能產業技術聯盟的數據， 2020年前三季度，可再生能源側儲能裝機占比已從2019年的17.4%攀升至29%，增速十分迅猛。顯然，要保持新能源配儲能的持續發展，必須有合理的盈利模式。目前，雖然業內基本形成“誰受益誰買單”的共識，但究竟怎么買單，怎么分攤，仍是一筆扯不清的賬。

（來源：中國能源報微信公眾號；ID：cnenergy；作者：韓逸飛）

掰扯不清的“誰受益誰買單”

在2018年的高速增長之后，電化學儲能市場在2019年遭遇“寒流”，新增裝機規模下滑。而在2020年，疫情影響之下的儲能產業逆勢增長，這很大程度上得益于新能源配儲能市場的爆發。

截至目前，10余個省份和地區出臺相關政策，要求新能源裝機配置儲能。陽光電源副總裁吳家貌表示，“新能源+儲能”并網正在成為行業標配。

據國網能源研究院預測，我國新能源裝機規模到2035年將達9億千瓦，超越火電成為主力電源。如果按平均10%的容量配置儲能，可帶動億千瓦級的儲能市場。

業內人士普遍認為，中國儲能市場能否持續健康發展，最終取決于買單機制的建立。

雖然業內基本達成共識，誰受益誰買單，但誰才是配置儲能的真正受益者，各方觀點并不一致。

在華能集團清潔能源技術研究院儲能項目開發部主任劉明義看來，目前，讓發電企業額外分攤儲能成本，卻不具備調用儲能主動權的做法并不合理。“電網作為配置儲能的受益者，理應為儲能買單。”

魯能集團青海廣恒新能源有限公司副總經理祁萬年則表示，新能源開發企業是配置儲能的受益者。新能源配儲能，有利于提升上網電量，同時可以更好參與調峰，賺取額外利潤。

此外，還有不少受訪人士認為，配置儲能是為了提供更高品質的電力，終端用戶才是真正的受益者。

各方均不情愿為儲能買單

在“誰受益”環節的爭執不下，直接導致了在“誰買單”環節的激烈博弈。各方均不情愿為儲能買單。

沈陽微控新能源技術有限公司物理儲能技術研究院院長江衛良認為，市場各方均不愿為儲能出錢的主要原因在于，現階段新能源配儲能沒有收益機制。當前，儲能主要由新能源企業配套建設為主，但由于儲能本身并不能產生電力，儲能的收益只能來自輔助服務市場，而我國目前輔助服務市場尚無法滿足儲能商業化運行的要求。

威勝集團有限公司微網儲能事業部總經理黎朝暉告訴記者，各方都不愿買單的主要原因在于，當前，儲能對于各環節來說都不算真正的剛需。

“新能源配置儲能的當量等級太小，不足以改善發輸側的電能質量。儲能電池壽命較短也間接抬高了度電成本。”黎朝暉表示，“最重要的是，目前全國范圍內，儲能難以通過峰谷電價獲利，缺乏持續的盈利模式。”

此外，有專家提出，即使儲能的成本一降再降，對一些應用場景來說仍是不必要的額外支出。因此，經濟模型和商業模式才是啟動這一市場的關鍵。

以西北光伏為例，豐富的資源使得當地光伏已基本實現平價上網，但是配建儲能設施使發電成本大大提高，目前缺乏有效的成本回收渠道。

用市場疏導儲能成本

在各方僵持不下的背景下，多地也在探索一些可行的商業模式，如共享儲能、容量租賃、輔助服務等，盡可能地推動儲能單位造價下降、使用頻率增加。

對于如何根據“受益”程度確定“買單”方案，鄭州大學電氣工程學院副教授金陽認為，如果配置的儲能，使得源、網、荷側均受益，那么就應按照儲能配置對各利益主體的貢獻度，為儲能“買單”。特別是，未來我國電力市場建設成熟后，在輔助服務領域，儲能參與電力市場競價，其受益主體將更為明確。屆時誰有儲能調節需求，誰買單。

黎朝暉則認為，想要市場為儲能買單，就需要在政策上將儲能電價納入輸配電價，并且實現市場化交易。

國家發改委曾發文，要求所有受益的市場主體都來承擔儲能輔助服務成本，這樣輔助服務的價值才能在市場中得到較好體現。對于發電側儲能來說，這意味著未來將有參與電力市場輔助服務的更大積極性。

“目前，一些地方有新能源投資主體租賃電網公司的儲能設備來滿足配儲要求，所以在新能源配儲能的形式上可以多樣，但責任主體必須明確；同時，在新項目投建時，要將配儲能投資成本進行核算，提升新能源投資商的項目選擇和管理能力。”業內人士表示。