储能大规模普及仍然任重道远

各地现行政策力推新能源配置储能，这给储能行业带来了新的增长空间。在记者的采访过程中，业内人士普遍认为，储能行业前景可期，可是，在不少受访人士看来，储能的大规模普及依然“任重道远”。正如阳光电源(300274)储能销售中心总经理陈志所说的，储能企业要进展，需要寻求更多的盈利模式，还有更长的路要走。

一位华东地区储能从业人士也向记者坦言，相比起新能源进展初期的现行政策，总体感觉我国针对储能是较为慎重的，但也可以看到渐渐规范的行情趋势，感受到往前推进的节奏感。在采访中，陈志向记者阐述了他的一个重大观点：要从根源上理顺储能进展，就要建立灵敏的电力价格机制。陈志认为，通过电力现货价格机制的建立，储能的价值就自然能得到体现，不需要强制装储能，而是经济发展利益驱动大家投资储能。但目前中国电力(02380)革新还没走到这一步，所以期望通过强制配储能的手段来推进储能进展，其中的矛盾就较为大。在他看来，储能在本质上是促进新能源进展的，新能源替代火电所带来的碳排放价值也要在价格中体现出来。

可喜的是，在电力现货销售市场全方位铺开之前，储能已经在电力中长期交易领域“小试牛刀”，主体地位愈创造确。去年7月，國家发改委、國家能源局联合公布《电力中长期交易基础规则》，明确了储能可参与电力中长期交易。今年3月，國家能源局西北监管局等多部门公布《青海省电力中长期交易规则（征求意见稿）》，明确储能企业的权益和义务与发电企业相同，可以获得公正的输电服务和电网接入服务。3月16日，国网青海省电力公司组织储能企业与新能源发电企业，完成国内首个双边协商销售市场化交易。

陈志认为，假如國家能够颁布现行政策明确配套储能如何使用，包含使用频率、每次使用容量及使用时间等，业主就较为简单计算配置什么样性能的储能最合适，经济发展性最好，对产品的挑选才会有针对性。“从长远进展看来，光伏配储能自然是势不可挡，但在配备比例、配备标准以及强制配储能之后如何监管等方面，还有很多细节需要完善。”陈志坦言，目前储能评价体系和标准体系在各省都没有真正完善，意见在颁布相关储能要求时明确，储能要怎么验收、储能系统的标准要满足什么要求，投资方才能对症下药。

针对地方补贴的问题，业内实际上也有争辩。一家风电运营商人士就向记者谈到，类比风电、光伏进展初期的情况，假如储能还是需要补贴的话，那么，储能的销售市场化、商业化之路肯定是不简单走通的，关键点還是要把成本降下来，真正地参与销售市场竞争才有可能。

目前，抽水蓄能还是“新能源+储能”模式下的一种可选方案，如何调和抽水蓄能与电化学储能之间的关系成为关心焦点。“从实际国情看来，抽水蓄能和中国总体电力结构的分布具有肯定协同性，不失为一个好的挑选。可是考虑到‘双碳’目的，抽水蓄能的一些弊端就显现出来了，比如设计、审批、建设周期等环节都较为长，短时间无法满足新能源储能的需求。”上述风电运营商人士认为，目前响应级别最高、最快速的储能方式還是电化学储能，但他也坦承现在面临的唯独问题就是电化学储能的成本太高。

还有一个问题是，无论是抽水蓄能還是电化学储能，储能的服务究竟应由谁来提供也存有争议。人们常说，专业的事要由专业化的公司来做，举个例子，储能和新能源发电业务有很大区别，将来假如要求新能源项目配置储能，储能服务由谁来提供呢？再比如，现在兆瓦级的储能项目刚刚投运，调试、运作过程中也可能遇到新的问题，专业化公司提供服务突出优于发电企业“自营”。然而，目前专业化的储能公司占比不高，商业模式也未良好打通，导致入局者趋向慎重，这也从一个侧面反映了储能销售市场的不成熟，行业专业化分工和标准化进展尚需时日。