據(jù)記者統(tǒng)計，截至目前，已有17省份下發(fā)配儲要求、12省份將“光伏+儲能”寫入“十四五”規(guī)劃。有專家提出，現(xiàn)在風光儲模式促進了儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)模的快速增長，但是現(xiàn)階段，絕大多數(shù)的新建風光發(fā)電側(cè)項目屬于強配儲能，缺乏合理的商業(yè)模式和價格傳導機制，或引發(fā)無序競爭。

“能算清楚經(jīng)濟賬”

現(xiàn)階段，儲能并不是唯一的新能源輔助項目，為追求經(jīng)濟性，企業(yè)極有可能采用火電調(diào)峰，且新能源企業(yè)并不是儲能電站建設(shè)唯一的受益主體，權(quán)責并不對等。

此前，國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》）提出，2021年新能源的指導價統(tǒng)需籌考慮2020年各地燃煤發(fā)電基準價和市場交易平均價分省確定，但基本每個省份的指導電價都低于標桿火電電價。

有專家提出，我國儲能行業(yè)的從業(yè)者大多是中小型企業(yè)，沒有摸索出適合自身發(fā)展的市場機制和商業(yè)模式。同時，電力輔助服務市場補償機制同樣欠缺，比如設(shè)備廠商為取得訂單基本上是進行墊資建設(shè)。配儲就意味著成本增加，利潤減少，《征求意見稿》的發(fā)布，讓部分業(yè)內(nèi)人士擔憂，會否減少資本對儲能的投資？

中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎認為，儲能企業(yè)并不需要存在這樣的擔心。“強配儲能會明顯拉動儲能新增裝機量，不加儲能就拿不到并網(wǎng)資格，有實力的新能源企業(yè)能夠算清楚經(jīng)濟賬，主動選擇配置儲能。”

一位儲能專家認為，“對于新能源企業(yè)來說，更重要的是如何將配儲成本傳導出去，增加自身收益。”

不過，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟常務副理事長俞振華認為，現(xiàn)階段第三方產(chǎn)業(yè)資本很難直接面對儲能，儲能機組的快速增長與過分強調(diào)經(jīng)濟性，并無助于儲能產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展，反而可能會引發(fā)“劣幣驅(qū)逐良幣”。

對新能源發(fā)電企業(yè)來說，電站投資成本已經(jīng)固定，一旦上網(wǎng)電價下調(diào)，企業(yè)利潤空間存在下降風險。

彭澎告訴記者，從現(xiàn)階段來看，整體指導價格的下調(diào)手段是“非常溫和的”。對比火電電價，也只是下調(diào)了幾厘錢而已，企業(yè)關(guān)注的重點并不是指導價的下調(diào)，而是如何選擇競價模式。“現(xiàn)在各省有更細致的價格制定，因為政策上的收益細則并不明確，企業(yè)也十分清楚基本上拿不到指導價，會將關(guān)注重點放在保障小時數(shù)帶來的收益上。”

上述儲能行業(yè)專家表示，新能源企業(yè)早已在補貼退坡的態(tài)勢下做好了迎接平價的心理準備。他認為，對于新能源企業(yè)而言，企業(yè)有能力按照《征求意見稿》標準來執(zhí)行。“不過每個地方也要看相對應的資源稟賦，來進行成本控制。”

多重難題橫陳

根據(jù)CNESA全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模35.6吉瓦，占全球市場總規(guī)模的18.6%，同比增長9.8%。其中，電化學儲能的累計裝機規(guī)模位列第二，為3269.2兆瓦，同比增長91.2%；在各類電化學儲能技術(shù)中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大，為2902.4兆瓦。

雖然裝機量激增，但從商業(yè)角度來看，現(xiàn)有的儲能項目收益模式依然面臨著市場規(guī)則不明確和過剩抵消電力資產(chǎn)的挑戰(zhàn)。同時，由于電化學儲能電池多為鋰電池，但安全問題也并沒有根本性解決方案。

彭澎指出，對于儲能企業(yè)來說，除了繼續(xù)加速技術(shù)進步與降低成本外，還需要電力市場改革的支持，需要盡快推出對電網(wǎng)靈活性服務的合理化市場機制。不僅如此，儲能領(lǐng)域唯一實現(xiàn)盈利的僅有用戶側(cè)儲能，整個行業(yè)還需要持續(xù)深挖合理的、可持續(xù)性的新商業(yè)模式。俞振華認為，伴隨電力市場化的發(fā)展，儲能行業(yè)需要盡快挖掘理清核心價值，形成標準和規(guī)范。