2022年以來(lái)，儲能行業(yè)利好政策不斷，既有國家層面明確大力發(fā)展新型儲能電站，又有各省紛紛要求新能源強制配儲并給予儲能電站補貼。近日，又有兩個(gè)地方的儲能補貼政策落地。1月16日，重慶兩江新區管委會(huì )印發(fā)《重慶兩江新區支持新型儲能發(fā)展專(zhuān)項政策》，支持新型儲能發(fā)展；1月28日，江蘇省常州市出臺《推進(jìn)新能源之都建設政策措施》，明確支持光伏等新能源與儲能設施融合發(fā)展。

在業(yè)內人士看來(lái)，新能源強制配儲政策并非儲能電站建設的唯一動(dòng)力，但補貼在一定程度上確實(shí)會(huì )促進(jìn)儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。今年，強制配儲政策依然是大型儲能發(fā)展的核心動(dòng)力。受此驅動(dòng)，今年儲能裝機量大概率會(huì )翻番。

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記者梳理發(fā)現，截至目前，已有浙江、廣東、江蘇、四川、陜西、青海、重慶、安徽、湖南、山西等多個(gè)省市出臺了具體的儲能補貼政策，補貼形式有一次性補貼，也有按投資額比例、年利用小時(shí)數、實(shí)際響應與申報響應比值補貼等多種形式。例如，廣東佛山順德和肇慶高新均明確儲能補貼為一次性補貼。

在各地已發(fā)布的儲能補貼政策中，重慶兩江的補貼上限最高，該地按照儲能裝機規模補貼200元/千瓦時(shí)，最高為500萬(wàn)元；廣東深圳和安徽合肥的補貼上限緊隨其后，為300萬(wàn)元；江西的補貼方式則另辟蹊徑，該省對符合條件的鋰電企業(yè)給予上市獎勵。

除了補貼上限，各地儲能補貼具體措施也更明確。例如，今年1月28日，江蘇省常州市表示，對裝機容量1兆瓦及以上的新型儲能電站，自并網(wǎng)投運次月起，按放電量給予投資主體不超過(guò)0.3元/千瓦時(shí)的獎勵，連續獎勵不超過(guò)2年；成都市為年利用小時(shí)數不低于600小時(shí)的用戶(hù)側、電網(wǎng)側、電源側、虛擬電廠(chǎng)儲能項目提供230元/千瓦的補貼；西安市針對不低于1兆瓦時(shí)的光伏儲能系統，按照儲能設備實(shí)際投資額的20%進(jìn)行補貼，最高50萬(wàn)元；重慶則補貼電源電網(wǎng)側5%的投資，且最多補貼4年。

在中國能源建設集團廣東省電力設計研究有限公司儲能技術(shù)中心主任楚攀看來(lái)，近兩年，儲能行業(yè)的政策、市場(chǎng)、補貼等機制均在不斷完善，行業(yè)迎來(lái)了高速發(fā)展，2022年儲能裝機增量約是2021年的4倍。今年儲能裝機延續高倍數增長(cháng)的可能性較低，但翻番是大概率可以做到的，今年大型儲能預計有25-30吉瓦時(shí)的裝機，工商業(yè)儲能裝機預計為5-7吉瓦時(shí)。

目前，我國儲能補貼主要以用戶(hù)側為主，難以影響配儲比例。不過(guò)，儲能補貼會(huì )提升儲能的經(jīng)濟性，有助于由之前的強制配儲向主動(dòng)配儲轉變。

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟高級研究經(jīng)理張興表示，強制配儲政策主要針對集中式風(fēng)電、光伏電站。為解決新能源并網(wǎng)帶來(lái)的調峰、調頻等問(wèn)題，各省根據實(shí)際情況制定了各自的強制配儲政策，這是電網(wǎng)的剛性需求。強制配儲政策是在我國電力市場(chǎng)不成熟、儲能無(wú)法通過(guò)市場(chǎng)完全收回成本的情況下的現實(shí)選擇，促進(jìn)了儲能的快速發(fā)展，但也在一定程度上影響了新能源項目的經(jīng)濟性和建設進(jìn)度。地方政府給予補貼，會(huì )提高新能源企業(yè)配儲的積極性。

一位新能源電站投資方對記者直言：“由于新能源項目配套儲能的市場(chǎng)機制尚不完善，企業(yè)將配儲成本計入項目總成本，部分新能源項目的開(kāi)發(fā)可能受到限制。所以，目前新能源項目配置儲能的比例主要是基于各地政府的政策要求，在滿(mǎn)足項目收益率要求的前提下進(jìn)行投資開(kāi)發(fā)?！?/p>

“各省要求的新能源配儲比例是最低的‘準入門(mén)檻’。企業(yè)的儲能配置高于政府設定的標準，可優(yōu)先排隊爭取到新能源項目。企業(yè)不愿意配儲，一般會(huì )采用能拖就拖的策略?！蹦承履茉雌髽I(yè)負責儲能業(yè)務(wù)的人士對記者坦言，如果意在拿下項目，實(shí)際的配儲比例肯定要高于地方政府規定的標準。隨著(zhù)電力市場(chǎng)建設加速，儲能的經(jīng)濟性越來(lái)越好，企業(yè)更多是從長(cháng)遠考慮，一般按20年規劃，先把并網(wǎng)點(diǎn)占上。例如，100兆瓦以上的儲能電站接入220千伏變電站，接入間隔是有限的，考慮到先到先得項目，企業(yè)出于先“占坑”的想法，實(shí)際的儲能配置往往高于地方政府設置的標準。

楚攀也對記者表示，隨著(zhù)大型儲能電站規模的不斷增大，其接入電壓等級也不斷提升，而電力系統中能夠兼顧場(chǎng)址、裕量、收益的優(yōu)質(zhì)接入點(diǎn)是有限的，不是每一個(gè)變電站都有裕量去接入幾百兆瓦時(shí)的儲能容量。這也是現在很多大型儲能項目抓緊規劃、備案、做方案的原因所在?？春脙δ艿拇笮推髽I(yè)存在一定的“跑馬圈地”心理，就算一期項目不賺錢(qián)，也希望在二期三期賺回來(lái)。

“補貼并不能大幅提升甲方投資儲能的熱情。不過(guò)，新能源強制配儲政策依然是今年大型儲能發(fā)展的核心動(dòng)力?！背时硎?，“如果沒(méi)有強制配儲政策，不少儲能公司業(yè)績(jì)可能會(huì )劇減五六成，強制配儲政策是儲能行業(yè)快速發(fā)展的一個(gè)強大驅動(dòng)力，從新能源自身的發(fā)電特點(diǎn)來(lái)看，這一政策的邏輯是通順的，應該可以長(cháng)期存在?！?/p>

談及儲能企業(yè)的盈利情況，業(yè)內人士均認為，儲能行業(yè)商業(yè)模式薄弱，要健康高質(zhì)量發(fā)展亟需完善收益渠道。去年，一部分獨立儲能企業(yè)參與了市場(chǎng)交易，可以從市場(chǎng)化角度獲取收益，而新能源配套儲能參與市場(chǎng)必須做技術(shù)改造，儲能可單獨計量、單獨并網(wǎng)之后，才能轉為獨立儲能電站參與電力市場(chǎng)，這在無(wú)形中增加了企業(yè)成本。

張興認為，發(fā)電企業(yè)之前不愿意配儲，是因為新能源參與電力市場(chǎng)的規模和力度較小，多數新能源配套的儲能無(wú)法參與電力市場(chǎng)。隨著(zhù)儲能成本不斷下降和電力市場(chǎng)逐漸成熟，補貼也將取消，市場(chǎng)化是未來(lái)儲能發(fā)展的出路?！澳壳罢?、企業(yè)、市場(chǎng)各方均是邊推進(jìn)邊完善，肯定需要一個(gè)過(guò)程，大家都是摸著(zhù)石頭過(guò)河?！?/p>

楚攀建議，儲能行業(yè)要實(shí)現健康發(fā)展，一要加快建設儲能企業(yè)的市場(chǎng)化收益渠道，并不斷豐富、穩定這些渠道。未來(lái)更多的省份將開(kāi)通電力現貨市場(chǎng)，開(kāi)通后應積極吸納獨立儲能電站參與市場(chǎng)交易。二是目前儲能電站參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)還比較困難，多數省份僅有頂層設計，缺乏執行細節。建議相關(guān)部門(mén)加大對儲能產(chǎn)業(yè)的支持力度，嚴格考核新能源強配儲能的執行力度，因地制宜制定可操作、可回溯、獎懲分明的市場(chǎng)細則。

“當前，由于配套儲能導致項目成本上升，同時(shí)儲能電站盈利模式暫未明確，新能源電站的收益出現一定下降?！币晃恍履茉窗l(fā)電企業(yè)人士對記者表示，當前儲能行業(yè)的盈利模式主要有共享租賃、現貨套利、輔助服務(wù)、容量電價(jià)四類(lèi)。儲能行業(yè)投資要想從當前的政策驅動(dòng)逐步轉向商業(yè)投資價(jià)值驅動(dòng)，需要因地制宜，探索形成符合當地能源結構特點(diǎn)和經(jīng)濟社會(huì )發(fā)展水平的相對完善的市場(chǎng)機制。

上述新能源發(fā)電企業(yè)人士表示，對發(fā)電企業(yè)來(lái)說(shuō)，強制配儲政策在一定程度上增加了建設成本，同時(shí)配建儲能的利用率較低。因此，建議首先要科學(xué)規劃新能源項目配置儲能的類(lèi)型及規模，當前各地針對新能源項目強配儲能的規定往往是一刀切，未充分考慮各項目自然資源條件的差異性，一定程度上導致了儲能設備的浪費，項目沉沒(méi)成本明顯上升；其次，要加快構建合理的儲能電站盈利模式與運行策略，保障項目整體經(jīng)濟效益；再次，建議引導和推進(jìn)獨立儲能項目建設，鼓勵新能源項目通過(guò)儲能容量租賃的方式保證電網(wǎng)安全。獨立儲能電站的高效利用既有利于新能源項目開(kāi)發(fā)建設的成本控制，也有利于推動(dòng)儲能電站盈利模式的構建與完善。

本文作者：蘇南，文章來(lái)源：中國能源報，原文標題：《儲能產(chǎn)業(yè)今年增勢依然強勁》。