能的狂热与困境（有节选）
中国新闻周刊霍思伊 12月20日
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强配储能“大势所趋”
储能，顾名思义，就是在电力富余时将其存储下来，在需要时放出，本质是通过充放电来实现电网的实时平衡，类似于一个大型“充电宝”。当前，主要的储能方案是采用抽水蓄能，用电低谷时通过电力将水从下水库抽至上水库，用电高峰再放水发电。在不同的储能技术路线中，抽水蓄能的技术最成熟，成本也最低，适合大规模开发，但由于受地理条件的限制，无论是开发潜力，还是增长空间，都不如这几年涨速更快的新型电化学储能技术。而在新能源阵营里，由于光伏对储能的需求更高，以及考虑到成本问题，目前通行的做法是光伏企业配备电化学储能。
电化学储能有多流行？
从一组对比强烈的数字中可以找到答案。中关村储能产业联盟（CNESA）数据显示，截至2020年底，在全球已投运储能的累计装机中，虽然抽水蓄能占的份额最大，为172.5吉瓦（1吉瓦=100万千瓦），但增速极低，同比增长只有0.9％；而全球电化学储能的累计装机规模只有14.2吉瓦，但同比增长高达49.6％。
中国是全球最大的电化学储能市场，2020年首次次超过美国，在全球市场的占有率达到了33％。2015~2020年，中国电化学储能装机复合增长率超过80％，2020年电化学储能的同比增长甚至达到了91.2％。如果说全球电化学储能还只是在高速路上奔跑，中国的电化学储能是在“飞”。
但就在2019年，中国电化学储能增速还只有59.4％。从2020年下半年开始，多地的政府和省网公司将这一条件摆到了台面上，纷纷在新能源竞价的招标方案中写明配置储能的比例。
从各地规定来看，大部分地区新能源“强配”储能措施由暗到明，到2021年成为大势所趋。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对《中国新闻周刊》指出，各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。
截至2020年底，全国可再生能源发电装机达到9.34亿千瓦，占全部发电装机的42.5％，但同期，可再生能源发电量只有2.2万亿千瓦时，占全部发电量的29.1％。“可再生能源的装机规模特别大，但是发电量很小。”厦门科华数能科技有限公司市场总监陈超对《中国新闻周刊》说。
陈超指出，今年各地频频的“拉闸限电”和全国范围内的电力缺口，其实反映出风光等新能源并没有充分承担起在电力系统中的责任。而在“双碳”目标下，国家提出要加快构建以新能源为主的新型电力系统。而储能作为一种重要的电网灵活性调节资源，它的发展制约着更高比例和更大规模可再生能源的并网进度。简而言之，如果储能“跟不上”，新能源装机量再大，实际发电量也上不来。
再以山东为例，该省过去曾因煤炭消费占比高、煤电装机占比高的“两高”问题被批评，因此近几年积极发展新能源。截至2021年9月底，山东光伏装机达2868万千瓦，居全国第一，但山东电网的灵活性调节资源却不足1％，远低于全国6％的平均水平。
在2021年4月举办的第十届储能国际峰会暨展览会开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平强调，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1亿千瓦的储能要怎么实现？”
商业模式困境
王杨为自己算了一笔账，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％降了6％~7％。
根据山东电力工程咨询研究院裴善鹏等人在一篇论文中的最新测算，如果建设一个500兆瓦的新能源项目，按照20％、时长2小时的储能配比要求，直接投资将增加 4 亿元，共增加成本6.7亿元。
2021年是“风光平价”元年，风光的电价补贴时代已经在2020年底结束，现在，风电和光电执行的是燃煤标杆上网电价，相当于要和火电在同一个起跑线上去竞争。在这样的背景下，原本光伏企业的日子就不好过，强配储能政策更是雪上加霜，让他们的利润空间进一步压缩。在成本的压力下，王杨还观察到，近几年新能源的项目越来越向大型的央企、国企集聚，民营光伏企业只能在“夹缝中艰难生存”。
王杨的纠结指向一个储能行业多年的痛点：缺乏有效的商业模式。
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对《中国新闻周刊》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。”他说。
但即使补偿标准提高，专家指出，解决储能商业化问题的关键，也并非如此简单。
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。
中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出，目前我国储能设施的系统性成本与收益，以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的评估，成本也未疏导至“肇事方”或受益主体，导致政策的有效性和可持续性较差。应推动建立合理的成本疏导机制，按照“谁收益，谁付费”以及“谁肇事，谁付费”的原则。
今年7月，国家发改委、能源局两部门联合发文称，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。“这意味着，国家在政策上释放出一个信号，可能未来会把这个事放开。”陈超说。
“最好的时代”？
对于“指标式”上马储能项目，王杨说，新能源企业现在的心理很矛盾。一方面因为“被逼着”建，不得不建；另一方面也在想，万一以后国家“出一个好政策”，如果现在不建，就失去了先机，“占坑的心理很普遍”。
在“双碳”国家战略目标驱动下，储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，其规模化发展已经成为必然。
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》。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。
俞振华指出，3000万千瓦的发展目标，也就意味着未来五年，新型储能市场规模要扩大至目前水平的10倍。如果按复合增长率50％的保守估计，到2025年，储能产业规模将达到35吉瓦，在乐观场景70％的复合增长率下，产业规模将跃升至55吉瓦。
看起来，电化学储能正步入“最好的时代”。资本已经蠢蠢欲动，储能被认为是继光伏、电动车之后的下一个万亿赛道，撒下去的资金在各地全面开花。
但专家质疑，上马这么多储能，究竟是否和本地的风光规模和电网规划相适应？
在技术上，当下也存在很多挑战。国家应对气候变化战略研究和国际合作中心首任主任李俊峰对《中国新闻周刊》指出，储能现在只能解决新能源出力的平滑问题，也就是把电力系统里的“小毛刺”去掉，但未来，更需要解决的是“有无”问题，比如连续遇到七天阴天怎么办？
锂电池最多只能做到小时级的储能，全球的平均水平大约在4~6小时，将来可能突破8~10小时。如果再进一步，实现以日、周和季度为单位的长时储能，目前的技术瓶颈还很大，也很难预判哪一条技术路线更有希望，“可能要到几十年之后才能看到一条相对清晰的路径。”荣佑民说。
从长期来看，长时储能技术是未来发展趋势，但还有很长的路要走。
（王杨为化名）
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