“储能”：有东风也有无奈

回首2021，全球开启了零碳竞赛模式，能源结构转型不仅成了热议焦点，更被多国视为实现碳中和的关键路径。

在这场新老能源交替的革命中，储能站在了潮头之上，从国家部委到地方政府，接踵而至的政策利好让其如沐春风，资本市场中的相关个股也炒了一波又一波。但从政策发布到落地，再到企业反馈项目落实难易程度，这个循环中，仅仅跨出了一步半。

其中，迈出的第一步是“政策雨”，跟随的半步是示范项目，绝大多数人还在望天，忖度着步子的大小与方向。不得不说，储能是一条狭长的产业链，上面有用电侧、电网侧、发电侧，以及众多电源和电力设备的供应商，而他们一边赞叹着时代的美好，又叹息着自身的顾虑。或许储能行业的未来会有无限风光，但眼下的痛点很难视而不见。

能源转型中的“药引”

谈及储能概念，相信很多人都会夸上一句，在闲暇之时将多余的能量储存起来，以备不时之需，何乐而不为?

然而，储能的意义，不单单是字面上理解的存储能源，它更重要的作用是可以化解能源转型中产生的诸多潜在风险。

在新能源项目大干快上的趋势下，大容量再生能源发电装置直接并入电网，对现有电网的调度控制和安全运维带来了巨大挑战。有时为了保护电力系统安全，电网甚至会选择拒绝过多的风光新能源并网。

国网江西电力经济技术研究院在2021年发布的《江西新能源消纳与储能应用前景分析》中指出，随着新能源的进一步发展，灵活调峰电源、火电调峰能力严重不足，以及送端电网与主网电网互联不充分导致断面外送受阻，是产生弃风弃光的主要原因。

但如果对电网进行储能配置，便可有效提升电网接纳可再生能源的能力，解决大规模可再生能源接入带来的电网安全稳定问题。1月6日，德邦证券分析师任志强对《法人》记者表示，储能具有调峰的天然优势，特别是电化学储能集快速响应、能量时移、布置灵活等特点于一体。在可再生能源发电比例不断提升的大背景下，配置储能通过对电能的快速存储和释放，不仅可以降低弃风弃光率，更重要的是可以平抑新能源波动，参与系统调峰调频，保障电力系统稳定，促进能源低碳转型。

用电侧的木桶原理

虽说储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”。

但如果作为用电侧的企业用经济效益的尺子去衡量储能的可行性，恐怕就难言乐观。对于极为重视现金流的企业来说，如果有数百万元可以搭建收益寥寥无几的储能项目，为何不去扩大具有更高收益且非常熟悉的产业规模呢?

看似美好的明天，却敌不过当下残酷的现实。就电力储能自身而言，也才刚刚走出实验室，还在寻找着自身的生存模式——商业化推广。

近日，参与国家电网储能项目建设的相关人士表示，设立一个储能项目，首先要对企业进行筛选，从用量上说，须是一家用电大户;从习惯上说，要有较大的用电负荷差值，而这两个条件便筛减掉了大多数用电企业。

另一方面，企业对储能项目也存在一定顾虑，比如项目占地、收益分成、安全性等。因此，虽然我国用电市场极其庞大，但目前储能与企业能够互相匹配的依旧寥寥无几。就像木桶原理，决定储能项目成败的是众多条件中最具痛点的那一个。

理顺商业模式，打通收益关难

在电力行业中，电网和大型国有电力集团占有举足轻重的地位，无论是行业地位，还是投资实力，都是首屈一指。

但这些电力巨头对于储能项目的上马也存在着顾虑。不仅8%的收益率红线尚难跨越，而且收益模型也难固化，对于存在不确定因素的收益模式，站在防控风险制高点上的国企投资部门，恐难落笔批准。

为进一步理顺储能行业的商业模式，2021年12月21日，国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》，同时对《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》进行了修订并更名为《电力辅助服务管理办法》。其中，扩大了辅助服务(储能等)提供主体范围，强调通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力，加快构建新型电力系统。并强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。

上述新政发布后，山东省储能示范项目——国家电投海阳储能电站正式并网试运行。开源证券新能源分析师刘强表示，储能发展的核心困局在于缺乏合理的商业模式，此次政策明确了储能在电力辅助的参与模式与机制，进一步理顺其商业发展模式。本次新型储能被纳入辅助服务主体，成本承担方面明确了补偿机制和分摊机制。其中补偿机制是采取固定补偿和市场化补偿相结合，分摊方面则明确为发电侧和用户侧服务的电力辅助服务其补偿费用由各自主体承担。此举将在一定程度上减轻发电侧承担系统成本的压力，有利于发电侧储能系统规模快速提升。