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儲能是能源版圖的要塞，儲能興，電力市場則興。然，在當前的制度設計、技術經濟條件下，新能源強配儲能并不合時宜。
（來源：能源雜志 作者：王佳麗）
新能源配儲能“由暗到明”
在政策約束下，新能源儲能項目被儲能業視為新貴，殊不知新能源發電企業正陷入進退兩難之境。
在電網側、用戶側儲能示弱的格局下，新能源發電側儲能在政策約束下，進入新能源企業投資決策的視野。電網企業視儲能為緩解調峰壓力、降低輸變電損耗、保證電網安全的工具，資源省份也將儲能作為撬動投資的載體，儲能技術服務商嗅到了遲到的商業機會。唯獨對于新能源發電企業，卻陷入進退兩難境地。
自2019年開始，部分地方便將儲能納入新能源接網方案。今年以來，青海、新疆、內蒙古、遼寧、吉林、山東、湖南等十余省將儲能寫入新能源競價、平價項目配置方案，原本秘而不宣的商業規則“由暗到明”。
政策約束，儲能成標配
新能源配儲能并不是新鮮事物。早在2017年，青海省發改委便在《2017年度風電開發建設方案》中提出，列入青海省2017年度風電開發建設方案的43個項目按照建設規模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規模0.33GW。2019年，新疆、山東、西藏、江蘇等省（區）也陸續出臺政策，鼓勵或要求新能源項目配備儲能設施。（見表1）
2020年以來，國家層面鼓勵推動電儲能建設，以促進清潔能源高質量發展。5月19日，國家能源局《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（征求意見稿）》，明確鼓勵建設以電為中心的綜合能源系統，實現電源側風光水火多能互補，需求側電熱冷氣多元負荷互動，電網側源網荷儲協調控制；鼓勵送端地區全網優化水電、風電、光伏、火電、儲能等電源配置。
6月18日國家發改委、國家能源局印發《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，要求提高電力系統調節能力，推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設。
國家層面政策在于引導和鼓勵儲能參與新能源并網消納，但各省政策卻將儲能作為新能源項目的標配。
從地方層面看，僅今年上半年，全國范圍內就有新疆、內蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、遼寧、山西、山東、青海等12個省（區）發布相關政策，力促儲能在新能源發電側應用。（見表2）
從上各省政策看，部分省（區）對儲能配置的裝機規模、儲能時長等因素提出明確要求。例如，內蒙古要求光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；湖北要求風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10%，且必須與風電項目同時建成投產；山東明確儲能配置規模按項目裝機規模20%考慮，儲能時間2小時，可以與項目本體同步分期建設。
部分省（區）明確優先支持的新能源儲能項目類型。例如，內蒙古提出，優先支持光伏+儲能項目建設；湖北優先支持風儲一體化、風光互補項目，對接入同一變電站的風儲與光伏發電項目，優先配置風儲項目；河南優先支持配置儲能的新增平價風電項目；遼寧優先考慮附帶儲能設施、有利于調峰的風電項目。
儲能成規定動作，招標規模放量
在上述政策引導下，“新能源+儲能”招標規模大增。今年上半年，已有三峽新能源等13家發電集團發布了32項光儲、風儲或風光儲項目招標，新能源配置儲能規模超過373MW，其中大部分項目為2020年新增平價、競價項目，需在2020年完成并網。從裝機規模看，2020年僅上半年招標的新能源配儲能項目規模，就已達到2019年新增電化學儲能投運規模（636.9MW）的58.6%。
國內新能源配儲能已有技術示范案例。早在2011年12月25日，我國首個風光儲輸示范工程就已在河北省張北縣建成投產。該項目綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術路線，每年可以提升200小時的利用小時數，但經濟性不佳。
2018年6月26日，我國首個光伏發電儲能項目——共和實證基地20MW光伏儲能項目并網。該項目采用了磷酸鐵鋰、三元鋰、鋅溴液流和全釩液流電池，建設16個分散式儲能系統和6個集中式儲能系統。
2019年，我國首個風光儲多能互補型電站——青海共和、烏蘭55MW/110MWh風電配套儲能項目，以及首個真正意義上的“風電+儲能”項目——魯能海西州多能互補集成優化示范工程50MW/100MWh的磷酸鐵鋰電池儲能項目相繼投運。
其中，青海項目由黃河上游水電開發有限責任公司投資建設，采用陽光電源一體化儲能系統解決方案、高度集成的儲能變流器和鋰電池系統，且配置了高能量密度鋰電池，循環壽命長、深度充放電性能優越，能夠滿足電站調頻需求，進一步提升電網友好性。同時，整套儲能系統極大提高了機組的AGC調節性能指標與AGC補償收益，減小考核成本，增加電站的收入。
近兩年，國內光儲項目發展迅速，年增長率高達40%。根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能項目庫的不完全統計，截至2019年底，中國已投運光伏配置儲能項目累計裝機規模達到380.1MW，占中國電化學儲能投運項目總規模的22.6%，年增長率為46.4%。
儲能產業鏈長，入局者眾
儲能產業鏈長、相對復雜，活躍于其中的企業也是一個龐大的群體。僅在儲能電池、系統集成、PCS（儲能變流器）等產業鏈細分領域，便各自活躍著數十家“玩家”，其中不乏儲能龍頭企業。
其中，儲能電池領域的主要參與者包括寧德時代、比亞迪、國軒高科、億緯鋰能、遠景AESC、蜂巢能源、天能集團、超威電力、圣陽股份等；系統集成領域的主要參與者包括陽光電源、比亞迪、北控清潔能源、科陸、中天科技、南都電源、上電國軒（上海電氣旗下）、南瑞繼保、許繼電氣、平高電氣等；PCS（儲能變流器）領域的主要參與者包括陽光電源、科華恒盛、盛弘股份、南瑞科技、南瑞繼保、許繼電氣、科陸、上能電氣、易事特、科士達、北京能高等。此外，在空調、BMS（電池管理系統）、熱失控預警及消防、線束及連接器、集裝箱等領域也分別有少則三四個、多則七八個活躍的“玩家”。
其中，部分“玩家”在儲能領域布局良久、先發優勢明顯。以全球光伏逆變器+EPC龍頭陽光電源為例，早在2015年，陽光電源便攜手韓國三星SDI成立了三星陽光儲能電池和陽光三星儲能電源兩家合資公司，開展儲能裝備的研制和生產，共同拓展新能源儲能市場。目前可提供單機功率5-2500kW的儲能逆變器、鋰電池、能量管理系統等儲能核心設備，擁有全球領先的儲能系統集成能力。
近年來，陽光電源實現了從光伏逆變器向儲能PCS供應商，再向儲能系統集成商的轉變，并開啟磷酸鐵鋰儲能系統、三元鋰儲能系統的雙發展。2019年，陽光電源儲能業務實現營業收入5.4億元，同比增長41.8%，產品覆蓋0.5C到4C的能量型、功率型等各類儲能應用場景需求。截至2019年底，陽光電源參與的全球重大儲能系統項目超過900個，北美工商業儲能市場份額超過15%，澳洲戶用光儲系統市占率超10%。
根據相關機構預測，到2025年，“新能源+儲能”的市場將邁入千億級。隨著行業走入快速發展通道，行業競爭也日益激烈。如何在激烈的市場競爭中立于不敗之地，是每一家企業都面臨的重大課題。對于老牌鉛酸企業南都電源來說，這意味著儲能電池路線的轉換，甚至發展戰略的轉型。
南都電源是一家成立于1994年的老牌鉛酸企業，也是我國電池行業第一家上市企業。早在2008年就開始涉及儲能電池及系統集成技術研發，儲能業務模式主要為設備產銷+EPC。2015年電力市場化改革正式拉開帷幕，南都電源積極謀求轉型，推出鉛炭電池，在用戶側儲能領域開啟“投資+運營”商業模式，通過峰谷套利實現經濟性，從而一舉登頂儲能，在2017、2018年連續兩年名列中國新增投運的電化學儲能項目中，功率規模排名第一的儲能系統集成商。
而在鋰電池一統天下、鉛炭電池逐漸喪失競爭性的當下，南都電源再次進行轉型，從鉛蓄電池轉向鋰電池、從用戶側儲能轉向發電側儲能、從“投資+運營”商業化模式轉向銷售與共建等模式。
新能源配儲能“達摩克利斯之劍”
新能源發電側儲能成為2020年儲能行業的新翹板，但低價競標亂象，風光儲經濟性、安全性問題若“達摩克利斯之劍”般高懸。
2018年電網側儲能呈現放量，此后因輸配電價政策調整而放緩；2019年儲能在電網側和用戶側雙雙遇冷，行業發展幾乎陷入冰點。新能源發電側儲能成為2020年儲能行業的新翹板，各方摩拳擦掌。與此同時，低價競標亂象，風光儲經濟性、安全性問題若“達摩克利斯之劍”般高懸。
疑惑與爭議
今年上半年，湖北、湖南、新疆、內蒙古、山西、山東等省（區）相繼發布政策，優先支持或要求新建風電和光伏項目配備儲能，儲能配置比例在5%~20%之間，儲能時長為1-2小時。
上述政策下發后，爭議不斷。《能源》記者了解，業內人士疑惑的是，儲能配置參數的測算依據何在，電網企業是否有權限要求新能源企業配套儲能，按新能源裝機容量比例配置儲能的強制性做法是否可行，配套儲能的成本是否要由新能源開發企業承擔。
中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華認為：“盡管電網企業不應該強制要求新能源企業配儲能，但有理由對新能源并網質量提出要求，即使不一定非要通過儲能技術來解決。而在沒有配套的政策和市場機制，以及盈利模式的情況下，簡單地由發電企業來承擔儲能投資的成本顯然不合理。”
對于配置參數的測算依據，俞振華認為，近十幾年可再生能源并網研究曾多次提到，風電配置5%-20%的儲能能夠有效改善可再生能源并網的友好性；儲能配置時長取決于儲能參與的電力服務類型，或者是電網企業的技術。如果電網企業尚未提出明確需求，強制可再生能源側配置儲能會造成投資浪費，這種行為并不可取。但基于市場行為的投資值得支持，這需要給予投資方明確的支持，如何有效使用并支付儲能費用。
“儲能是未來電力系統的必要組成部分，核心問題是新能源企業與電網企業能否一起設計儲能參與電力市場的方式及盈利模式，否則新能源和儲能都不存在可持續發展的機會。”俞振華對《能源》記者說道。
對于“一刀切”做法，天能集團智慧能源事業部副總裁劉曉露認為，從下發文件來看，各省并未強制要求新增新能源發電項目必須配置儲能，但如果新能源開發企業想要提高競爭力，配置儲能將是優先開發的重要條件。
近年來，以風電、光伏發電為主的新能源發電成本快速下降，裝機容量及能源占比不斷上升。新能源發電的波動性及其對電網穩定的影響仍然是新能源進一步健康發展的制約因素。
從技術角度講，配套儲能是提高新能源消納比例的有效手段。利用儲能技術快速響應、雙向調節、能量緩沖的特性，可以極大提高新能源系統的調節能力和上網友好性。
“至于儲能投資該由誰來買單的問題，從市場化角度看，誰投資獲益誰來買單。但如果從儲能的社會效益、國家能源戰略角度看，由利益相關方共同承擔較為合理。”劉曉露說。
南都電源副總裁、南都能源互聯網董事長吳賢章則表示，從國家層面或者能源結構調整角度看，加大新能源的配比、降低碳排放是大勢所趨，以風電和光伏為代表的新能源發展至今，已經達到平價上網條件，現在是加大力度推動新能源平價上網的好時機。然而，新能源具有隨機性和不確定性，接入電網時，調控、消納矛盾比較突出，“雖然新能源配儲能并未強制實施，但國家的態度也非常明朗了”。
低價競標與安全隱憂
2020年初以來，新能源配儲能項目開標價格逐漸走低，從年初的2.65元/Wh下降至1.65元/Wh左右。與此同時，無視項目成本一味低價競標的現象在儲能招投標中愈演愈烈。5月中旬，三峽新能源青海風儲項目開標，1.699元/Wh的EPC價格刷新了行業底線。業界普遍認為，該價格已經低于儲能成本價。
對于低價競標現象，業內人士表示由于政策限制，電網側儲能被迫“急剎車”，電網公司轉而將儲能成本轉嫁給新能源開發企業，面對強勢的電網公司，新能源開發企業為了拿到優先并網的“入場券”，只得“捏著鼻子上儲能”，成本成為核心因素，為了降本以犧牲質量為代價。而從儲能企業的角度看，發電側市場剛剛啟動，很多儲能企業把入場業績看得比較重。
目前，很多新能源配儲能項目對投標企業都有業績上的要求。例如，安徽省電網和華潤電力首個風電儲能項目——華潤電力濉溪孫疃風電場50MW工程配套10MW/10MWh儲能系統PC工程進行公開招標時，要求投標人自2015年1月1日起至投標截止日有1個及以上的10MW/10MWh及以上容量電化學儲能電站已完工程業績或累計30MW及以上容量電化學儲能電站已完工業績；三峽新能源青海省錫鐵山流沙坪二期風電場100MW儲能項目EPC招標，要求投標人必須具有近3年內具有至少2個單體容量為10MWh及以上在建或已投運的儲能電站設計或EPC或儲能系統集成業績。
“如此，也就難怪有些儲能企業寧愿‘賠本賺吆喝’也要盡力中標了。”上述業內人士表示。
當然，基于電池技術的提升與創新、規模經濟發展、市場價格競爭以及制造商經驗的提升，促使儲能項目開標價格不斷降低。然而，如果惡意報低價中標，將誘發“劣幣驅逐良幣”現象，阻礙行業健康持續發展。
據了解，一些儲能企業為了降低成本，偷工減料使用劣質的電池和PCS，或者在系統容量上做手腳。然而，這一舉措的危害性極大，“輕則引發電網調度事故，重則引發火災等安全事故”。
近期，國內外電化學儲能事故頻發。2017年以來，韓國已經發生29起儲能電站起火事故，我國也出現儲能項目起火事件，致使儲能的安全性問題引起廣泛關注。業內專家認為，安全性是儲能行業快速發展的根本，質量和成本是儲能行業能否快速發展的關鍵因素，為了降成本而降低質量，一旦釀成安全事故，將對產業發展造成致命打擊。
儲能經濟性難題
經濟性是行業發展的關鍵。2019年7月23日，新疆發改委發布《新疆第一批發電側光伏儲能聯合運行試點項目清單》，確定了首批36個發電側光儲聯合運行試點項目，總規模221MW/446MWh，并明確“所在光伏電站于2020年起每年增加100小時優先發電電量，持續五年”。然而，當年12月4日，新疆發改委便叫停了其中31個新能源發電側儲能項目，其中一個重要原因就是經濟性問題。
根據《能源》記者調研，當時的問題出在對“100小時優先發電量”的理解上。如果這100小時是計劃發電量，100MW的光伏電站每年將增加300-500萬元收入；如果是保障收購小時數，則只能使光伏電站每年增加幾十萬元收益，差距頗大。
當前，風電、光伏行業將全面迎來平價上網，項目經濟收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還有經濟性，是產業鏈各方仔細分析研究的問題。
以山東省為例，2020年山東申報競價光伏項目共976MW，國網山東電力公司要求儲能配置規模按項目裝機規模20%，儲能時間2小時。根據集邦新能源網的測算，100MW競價光伏電站將配置40MWh，以當前儲能系統1.7元/Wh（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。
北京領航智庫測算，按照山東0.3949元/千瓦時的燃煤標桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/W，工程造價增加15%以上。在不考慮儲能參與調峰補償等商業模式前提下，項目內部收益率也將低于8%。
劉曉露認為，新能源平價上網趨勢下，儲能可持續發展取決于電力體制改革的最終進程，關鍵在于儲能輸出價值的交易結算與儲能成本的分攤疏導。單純依靠市場情況下，配套儲能的經濟性目前還較難保證。特別在電網調峰資源沒有改善的情況下，平價上網項目本質上是擠占了其他新能源的發電空間，隨著新能源發電全面平價上網的到來，電網調峰和全額收購的壓力進一步提升。
隨著儲能市場規模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能獨立主體地位得到明確，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接充分地交易結算出來，新能源配套儲能的前景是光明的。
“配置儲能固然會增加電廠投資，但如果不配置儲能，每年電量損失可能達到20%。儲能在合適的應用場景，隨著技術的進步和成本的降低，節省電能的成本預計很快能抵消儲能設備的成本。”劉曉露說。
俞振華認為，在具體儲能項目上，僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益還很難支撐行業發展，簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值。
目前，國外電力市場成熟，新能源側的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務等收入，新能源側的儲能發展更具備條件。中國電力市場改革還是一個進行時，儲能參與各類電力服務的公允價值缺失，儲能“按效果付費”參與電力市場的實施細則更加缺乏。在這種環境下，收益體現不了投入，引發惡意競爭，劣幣驅除良幣的現象將在所難免。
補貼政策與標準缺失
截至目前，國家及省級主管部門均尚未出臺儲能的補貼政策，僅有安徽省合肥市以及江蘇省蘇州市出臺了地方性的補貼政策。
2018年9月17日，合肥市政府發布《關于進一步促進光伏產業持續健康發展的意見》，對光伏儲能系統按實際充電量給予1元/kWh補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。2019年3月24日，江蘇蘇州工業園區管委會印發《蘇州工業園區綠色發展專項引導資金管理辦法》，針對在園區備案實施、且已經并網投運的儲能項目，自項目投運后按發電量（放電量）補貼業主單位0.3元/kWh，共補貼3年。
“這些政策都具有地方特殊背景，還不能作為代表性政策來看待。”俞振華點評道。
我國從2010年開始制定電力儲能相關的標準，歸口管理單位是中電聯。截至目前，電儲能相關的國家和行業標準已達31項，其中已發布或報批27項；團體標準約47項，其中已發布或報批29項。其中，針對電化學儲能的國家標準有7項、行業標準有2項，目前均已發布。
截至目前，中關村儲能產業技術聯盟共發布四項電化學儲能團體標準：T/CNESA1000-2019《電化學儲能系統評價規范》、T/CNESA10012019《電力儲能用直流動力連接器通用技術要求》、T/CNESA1002-2019《電化學儲能系統用電池管理系統技術規范》、T/CNESA1003-2020《電化學儲能系統用電池管理系統技術規范》。目前聯盟圍繞電化學儲能安全等方向，正在推進相關標準制修訂工作。
“問題在于，現在是有標準，有手段，但如何去推廣執行。”中國電科院電池儲能技術檢測部主任官亦標向《能源》記者指出，新能源項目開發企業在配備儲能這件事上存在的普遍問題是對電池儲能特性及其標準理解不到位，對電池儲能系統的質量和安全沒有足夠的認識，如果不嚴格有效地遵循技術標準和管理規范，將導致亂象叢生。
此外，由于沒有全環節嚴格執行標準、嚴格監管，造成供應商有機會鉆空子，是低價惡性競爭的根源所在，現階段電池及其應用技術水平條件下，低價帶來的直接惡果就是質量和安全難以保障。據《能源》記者了解，在項目招采環節，就已經暴露出未嚴格遵循標準的問題。在新能源配電池儲能項目中，普遍存在供應商是依據自行設定的儲能電池容量標稱值計算儲能系統容量（包括功率和能量）并承諾滿足招標要求，而不是依據儲能電池型式試驗報告認定的容量額定值來核算儲能系統容量，造成系統容量虛標虛報的現象。
官亦標表示，儲能電池是一種特殊的能量體，內部是復雜的電化學體系，不能視為簡單的物理器件，其各項性能受內外部因素影響復雜多變，這些因素包括電壓、電流、功率、溫度、充放電深度等等，對于系統運行來說，關鍵控制參數的改變會直接影響電池系統的實際可用容量、安全與壽命。如果不是專業從事電池檢測評價工作，很難去全面理解電池的特殊性和復雜性，發電企業和用戶可能因此出現投資失誤。
“好在，部分電源側儲能項目已經開始全環節執行技術標準，比如將儲能電池等核心部件的到貨抽檢、系統并網檢測以及運行考核檢測等關鍵約束手段納入事中事后技術監督檢驗流程。這意味著，部分用戶和總包方已經認識到了質量與安全的重要性。”官亦標表示。
在電池儲能質量控制方面，國外主要關注儲能系統層級的性能并結合定期考核及商業罰則條款來間接保障整體質量，對儲能電池等核心部件在儲能領域應用適用性方面的評測和標準研究較少。
“相較于國外，我國在電池儲能標準體系、測試評價技術等方面是領先的。”官亦標指出，我國的電池儲能標準特點是關注從電池的單體、模塊、簇到系統的各個層級，每個層級都有嚴格要求，并以更接近實際運行條件的方法來進行測評，注重追本溯源，從核心部件層級關注其在儲能領域應用的適用性，并建立核心部件到系統之間工作參數及性能的關聯和有效傳遞，有效規避技術層面的漏洞，拒絕投機取巧，通過對核心部件分別設定技術要求結合全環節的技術監督檢驗從理論上保障儲能系統能夠達到質量與安全的期望。
其優勢在于，能夠從源頭以及更加科學合理的測評體系保障項目的質量和安全。否則，“一旦頻繁出現安全和質量事故，先不說損失，電池儲能這條路可能就走不通了。”
探路新能源配儲能商業模式
新能源配儲能的投資可行性取決于商業模式的搭建，以及儲能系統技術進步和成本下降。
新能源配儲能是未來的產業形態，投資可行性與否取決于兩點，一是商業模式的搭建，二是儲能系統技術進步和成本下降。
從現有的商業模式看，新能源配儲能項目價值創造的路徑包括，參與調峰、調頻獲得輔助服務補償，減少棄風棄光電量增加電費收入，參與電力市場交易獲得電價收益，削峰填谷獲得峰谷價差。
從儲能投資下降的空間看，儲能系統成本已經由年初2元/Wh以上下降至1.7元/Wh以下。隨著技術創新的發展，“十四五”儲能系統成本有望降低至0.5元/Wh。
亟需技術進步驅動成本下降
過去十余年，儲能投資成本不斷下降。CNESA數據顯示，儲能電池成本每年以20%到30%的幅度下降。目前，鋰電池的系統成本（不含PCS）已降至1000-1500元/kWh，進入應用盈虧平衡點；鋰電池儲能系統度電成本在0.6-0.8元/Wh。
今年以來，我國新能源儲能項目中標價不斷下降。招投標信息顯示，我國主要風儲項目中標價從年初的2.15元/Wh降至1.699元/Wh。4月24日，華能新泰光儲項目開標，中標價1.54元/Wh，平均報價遠低于2019年市場主流價格1.8元-1.9元/Wh。
從儲能技術路線上看，2019年底新增投運的108.5MW集中式可再生能源并網項目全部應用了鋰離子電池，其中磷酸鐵鋰電池項目占比最大，達到79.7%。而從今年以來新能源配儲能項目的招投標情況來看，絕大部分項目以磷酸鐵鋰電池為主，其次為全釩液流電池。
中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華指出，“儲能技術需要從滿足電力系統長壽命、高安全、大容量等指標著手，提高儲能技術對電力系統的適用度和生命周期內的經濟性。”
同時，出臺新能源側儲能調用、電池衰減容量相關的標準，提升儲能行業門檻，一方面可以避免新能源企業以一次性的沉沒成本去投資建設儲能設施，另一方面也可降低儲能系統的度電次成本。
在我國風電和光伏產業的發展過程中，均出現了連年新增GW級裝機規模，通過規模化帶動技術創新、降低成本的現象。對于新能源儲能來說，也可以借鑒風電和光伏的發展經驗，以規模化降成本，同時繼續深化電力體制改革，將行業導向市場化。
探路儲能商業模式
隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業模式空間正在打開，但需要政策給予配套。
其一，通過減少棄風棄光電量獲利。由于目前電化學儲能成本相較抽水蓄能仍然較高，該商業模式適用于棄風、棄光率較高地區。
以青海格爾木直流側光伏電站儲能項目為例，該電站裝機規模180MW，2018年1月投運，上網電價1元/kWh。由于棄光問題，項目通過接入1.5MW/3.5MWh儲能系統改造為光儲電站。根據測算，儲能可以增加發電量約150MWh/年，增加收益約15萬元，項目投資回收期約6.96年。
其二，參與電網調峰調頻輔助服務。受政策限制，該模式需要輔助服務機制給以保障。2019年6月3日，國家能源局西北監管局發布《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，明確在電網需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優先消納風電、太陽能發電。2020年5月26日，新疆發改委印發《新疆電網發電側儲能管理暫行規則》，對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。
其三，參與風光水火儲多能互補。該商業模式適用于有多能互補需求的地區，儲能收益來源于平抑波動等輔助服務。今年以來，國家能源集團、大唐等能源央企均在山西、甘肅、遼寧等省建設風光儲多能互補項目。
除此外，國內部分地區為新能源側儲能提供了補貼。目前，我國僅有安徽省合肥市和江蘇省蘇州市出臺了地方性補貼政策，前者對光伏儲能系統按實際充電量給予1元/kWh補貼，后者按發電量（放電量）補貼業主單位0.3元/kWh。
專家表示，如果存一度電只能放0.5度電出來，那說明儲能系統不行；如果存一度電可以放0.9度電出來，說明系統效率很高，“從儲能系統效率來講，按照放電量進行補貼更為合理。”然而，考慮到日益縮緊的國家財政情況，新能源側儲能得到補貼的可能性不高。
從國際經驗來看，英國電力市場比較成熟，該國的獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差和TRIAD等收益，有些電站的多重收益甚至能有十三四種。英國甚至出現過170多元人民幣一度的尖峰電價。由于電池儲能系統能迅速響應，有電力企業每年都能拿到這個尖峰需求。
美國推動建立了儲能系統的投資稅收抵免政策(Investment Tax Credits)，同時購買和安裝儲能系統與太陽能發電設施的項目業主可以獲得30%的投資稅收抵免。該協議將延續至2022年，并逐步減少至淘汰（2020年減至26%，2021年減至22%，2022年減至10%）。
韓國從2015年起，開始為配套儲能系統的風電給予額外的可再生能源證書獎勵，配套儲能的風電場權重分最高達到5.5分；2017年起，安裝儲能系統的光伏電站也可以獲得額外獎勵，權重為5，“這使得配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重遠遠高于其他不配套儲能的電站。”
（來源：能源雜志 作者：王佳麗）
新能源配儲能“由暗到明”
在政策約束下，新能源儲能項目被儲能業視為新貴，殊不知新能源發電企業正陷入進退兩難之境。
在電網側、用戶側儲能示弱的格局下，新能源發電側儲能在政策約束下，進入新能源企業投資決策的視野。電網企業視儲能為緩解調峰壓力、降低輸變電損耗、保證電網安全的工具，資源省份也將儲能作為撬動投資的載體，儲能技術服務商嗅到了遲到的商業機會。唯獨對于新能源發電企業，卻陷入進退兩難境地。
自2019年開始，部分地方便將儲能納入新能源接網方案。今年以來，青海、新疆、內蒙古、遼寧、吉林、山東、湖南等十余省將儲能寫入新能源競價、平價項目配置方案，原本秘而不宣的商業規則“由暗到明”。
政策約束，儲能成標配
新能源配儲能并不是新鮮事物。早在2017年，青海省發改委便在《2017年度風電開發建設方案》中提出，列入青海省2017年度風電開發建設方案的43個項目按照建設規模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規模0.33GW。2019年，新疆、山東、西藏、江蘇等省（區）也陸續出臺政策，鼓勵或要求新能源項目配備儲能設施。（見表1）
2020年以來，國家層面鼓勵推動電儲能建設，以促進清潔能源高質量發展。5月19日，國家能源局《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（征求意見稿）》，明確鼓勵建設以電為中心的綜合能源系統，實現電源側風光水火多能互補，需求側電熱冷氣多元負荷互動，電網側源網荷儲協調控制；鼓勵送端地區全網優化水電、風電、光伏、火電、儲能等電源配置。
6月18日國家發改委、國家能源局印發《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，要求提高電力系統調節能力，推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設。
國家層面政策在于引導和鼓勵儲能參與新能源并網消納，但各省政策卻將儲能作為新能源項目的標配。
從地方層面看，僅今年上半年，全國范圍內就有新疆、內蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、遼寧、山西、山東、青海等12個省（區）發布相關政策，力促儲能在新能源發電側應用。（見表2）
從上各省政策看，部分省（區）對儲能配置的裝機規模、儲能時長等因素提出明確要求。例如，內蒙古要求光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；湖北要求風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10%，且必須與風電項目同時建成投產；山東明確儲能配置規模按項目裝機規模20%考慮，儲能時間2小時，可以與項目本體同步分期建設。
部分省（區）明確優先支持的新能源儲能項目類型。例如，內蒙古提出，優先支持光伏+儲能項目建設；湖北優先支持風儲一體化、風光互補項目，對接入同一變電站的風儲與光伏發電項目，優先配置風儲項目；河南優先支持配置儲能的新增平價風電項目；遼寧優先考慮附帶儲能設施、有利于調峰的風電項目。
儲能成規定動作，招標規模放量
在上述政策引導下，“新能源+儲能”招標規模大增。今年上半年，已有三峽新能源等13家發電集團發布了32項光儲、風儲或風光儲項目招標，新能源配置儲能規模超過373MW，其中大部分項目為2020年新增平價、競價項目，需在2020年完成并網。從裝機規模看，2020年僅上半年招標的新能源配儲能項目規模，就已達到2019年新增電化學儲能投運規模（636.9MW）的58.6%。
國內新能源配儲能已有技術示范案例。早在2011年12月25日，我國首個風光儲輸示范工程就已在河北省張北縣建成投產。該項目綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術路線，每年可以提升200小時的利用小時數，但經濟性不佳。
2018年6月26日，我國首個光伏發電儲能項目——共和實證基地20MW光伏儲能項目并網。該項目采用了磷酸鐵鋰、三元鋰、鋅溴液流和全釩液流電池，建設16個分散式儲能系統和6個集中式儲能系統。
2019年，我國首個風光儲多能互補型電站——青海共和、烏蘭55MW/110MWh風電配套儲能項目，以及首個真正意義上的“風電+儲能”項目——魯能海西州多能互補集成優化示范工程50MW/100MWh的磷酸鐵鋰電池儲能項目相繼投運。
其中，青海項目由黃河上游水電開發有限責任公司投資建設，采用陽光電源一體化儲能系統解決方案、高度集成的儲能變流器和鋰電池系統，且配置了高能量密度鋰電池，循環壽命長、深度充放電性能優越，能夠滿足電站調頻需求，進一步提升電網友好性。同時，整套儲能系統極大提高了機組的AGC調節性能指標與AGC補償收益，減小考核成本，增加電站的收入。
近兩年，國內光儲項目發展迅速，年增長率高達40%。根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能項目庫的不完全統計，截至2019年底，中國已投運光伏配置儲能項目累計裝機規模達到380.1MW，占中國電化學儲能投運項目總規模的22.6%，年增長率為46.4%。
儲能產業鏈長，入局者眾
儲能產業鏈長、相對復雜，活躍于其中的企業也是一個龐大的群體。僅在儲能電池、系統集成、PCS（儲能變流器）等產業鏈細分領域，便各自活躍著數十家“玩家”，其中不乏儲能龍頭企業。
其中，儲能電池領域的主要參與者包括寧德時代、比亞迪、國軒高科、億緯鋰能、遠景AESC、蜂巢能源、天能集團、超威電力、圣陽股份等；系統集成領域的主要參與者包括陽光電源、比亞迪、北控清潔能源、科陸、中天科技、南都電源、上電國軒（上海電氣旗下）、南瑞繼保、許繼電氣、平高電氣等；PCS（儲能變流器）領域的主要參與者包括陽光電源、科華恒盛、盛弘股份、南瑞科技、南瑞繼保、許繼電氣、科陸、上能電氣、易事特、科士達、北京能高等。此外，在空調、BMS（電池管理系統）、熱失控預警及消防、線束及連接器、集裝箱等領域也分別有少則三四個、多則七八個活躍的“玩家”。
其中，部分“玩家”在儲能領域布局良久、先發優勢明顯。以全球光伏逆變器+EPC龍頭陽光電源為例，早在2015年，陽光電源便攜手韓國三星SDI成立了三星陽光儲能電池和陽光三星儲能電源兩家合資公司，開展儲能裝備的研制和生產，共同拓展新能源儲能市場。目前可提供單機功率5-2500kW的儲能逆變器、鋰電池、能量管理系統等儲能核心設備，擁有全球領先的儲能系統集成能力。
近年來，陽光電源實現了從光伏逆變器向儲能PCS供應商，再向儲能系統集成商的轉變，并開啟磷酸鐵鋰儲能系統、三元鋰儲能系統的雙發展。2019年，陽光電源儲能業務實現營業收入5.4億元，同比增長41.8%，產品覆蓋0.5C到4C的能量型、功率型等各類儲能應用場景需求。截至2019年底，陽光電源參與的全球重大儲能系統項目超過900個，北美工商業儲能市場份額超過15%，澳洲戶用光儲系統市占率超10%。
根據相關機構預測，到2025年，“新能源+儲能”的市場將邁入千億級。隨著行業走入快速發展通道，行業競爭也日益激烈。如何在激烈的市場競爭中立于不敗之地，是每一家企業都面臨的重大課題。對于老牌鉛酸企業南都電源來說，這意味著儲能電池路線的轉換，甚至發展戰略的轉型。
南都電源是一家成立于1994年的老牌鉛酸企業，也是我國電池行業第一家上市企業。早在2008年就開始涉及儲能電池及系統集成技術研發，儲能業務模式主要為設備產銷+EPC。2015年電力市場化改革正式拉開帷幕，南都電源積極謀求轉型，推出鉛炭電池，在用戶側儲能領域開啟“投資+運營”商業模式，通過峰谷套利實現經濟性，從而一舉登頂儲能，在2017、2018年連續兩年名列中國新增投運的電化學儲能項目中，功率規模排名第一的儲能系統集成商。
而在鋰電池一統天下、鉛炭電池逐漸喪失競爭性的當下，南都電源再次進行轉型，從鉛蓄電池轉向鋰電池、從用戶側儲能轉向發電側儲能、從“投資+運營”商業化模式轉向銷售與共建等模式。
新能源配儲能“達摩克利斯之劍”
新能源發電側儲能成為2020年儲能行業的新翹板，但低價競標亂象，風光儲經濟性、安全性問題若“達摩克利斯之劍”般高懸。
2018年電網側儲能呈現放量，此后因輸配電價政策調整而放緩；2019年儲能在電網側和用戶側雙雙遇冷，行業發展幾乎陷入冰點。新能源發電側儲能成為2020年儲能行業的新翹板，各方摩拳擦掌。與此同時，低價競標亂象，風光儲經濟性、安全性問題若“達摩克利斯之劍”般高懸。
疑惑與爭議
今年上半年，湖北、湖南、新疆、內蒙古、山西、山東等省（區）相繼發布政策，優先支持或要求新建風電和光伏項目配備儲能，儲能配置比例在5%~20%之間，儲能時長為1-2小時。
上述政策下發后，爭議不斷。《能源》記者了解，業內人士疑惑的是，儲能配置參數的測算依據何在，電網企業是否有權限要求新能源企業配套儲能，按新能源裝機容量比例配置儲能的強制性做法是否可行，配套儲能的成本是否要由新能源開發企業承擔。
中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華認為：“盡管電網企業不應該強制要求新能源企業配儲能，但有理由對新能源并網質量提出要求，即使不一定非要通過儲能技術來解決。而在沒有配套的政策和市場機制，以及盈利模式的情況下，簡單地由發電企業來承擔儲能投資的成本顯然不合理。”
對于配置參數的測算依據，俞振華認為，近十幾年可再生能源并網研究曾多次提到，風電配置5%-20%的儲能能夠有效改善可再生能源并網的友好性；儲能配置時長取決于儲能參與的電力服務類型，或者是電網企業的技術。如果電網企業尚未提出明確需求，強制可再生能源側配置儲能會造成投資浪費，這種行為并不可取。但基于市場行為的投資值得支持，這需要給予投資方明確的支持，如何有效使用并支付儲能費用。
“儲能是未來電力系統的必要組成部分，核心問題是新能源企業與電網企業能否一起設計儲能參與電力市場的方式及盈利模式，否則新能源和儲能都不存在可持續發展的機會。”俞振華對《能源》記者說道。
對于“一刀切”做法，天能集團智慧能源事業部副總裁劉曉露認為，從下發文件來看，各省并未強制要求新增新能源發電項目必須配置儲能，但如果新能源開發企業想要提高競爭力，配置儲能將是優先開發的重要條件。
近年來，以風電、光伏發電為主的新能源發電成本快速下降，裝機容量及能源占比不斷上升。新能源發電的波動性及其對電網穩定的影響仍然是新能源進一步健康發展的制約因素。
從技術角度講，配套儲能是提高新能源消納比例的有效手段。利用儲能技術快速響應、雙向調節、能量緩沖的特性，可以極大提高新能源系統的調節能力和上網友好性。
“至于儲能投資該由誰來買單的問題，從市場化角度看，誰投資獲益誰來買單。但如果從儲能的社會效益、國家能源戰略角度看，由利益相關方共同承擔較為合理。”劉曉露說。
南都電源副總裁、南都能源互聯網董事長吳賢章則表示，從國家層面或者能源結構調整角度看，加大新能源的配比、降低碳排放是大勢所趨，以風電和光伏為代表的新能源發展至今，已經達到平價上網條件，現在是加大力度推動新能源平價上網的好時機。然而，新能源具有隨機性和不確定性，接入電網時，調控、消納矛盾比較突出，“雖然新能源配儲能并未強制實施，但國家的態度也非常明朗了”。
低價競標與安全隱憂
2020年初以來，新能源配儲能項目開標價格逐漸走低，從年初的2.65元/Wh下降至1.65元/Wh左右。與此同時，無視項目成本一味低價競標的現象在儲能招投標中愈演愈烈。5月中旬，三峽新能源青海風儲項目開標，1.699元/Wh的EPC價格刷新了行業底線。業界普遍認為，該價格已經低于儲能成本價。
對于低價競標現象，業內人士表示由于政策限制，電網側儲能被迫“急剎車”，電網公司轉而將儲能成本轉嫁給新能源開發企業，面對強勢的電網公司，新能源開發企業為了拿到優先并網的“入場券”，只得“捏著鼻子上儲能”，成本成為核心因素，為了降本以犧牲質量為代價。而從儲能企業的角度看，發電側市場剛剛啟動，很多儲能企業把入場業績看得比較重。
目前，很多新能源配儲能項目對投標企業都有業績上的要求。例如，安徽省電網和華潤電力首個風電儲能項目——華潤電力濉溪孫疃風電場50MW工程配套10MW/10MWh儲能系統PC工程進行公開招標時，要求投標人自2015年1月1日起至投標截止日有1個及以上的10MW/10MWh及以上容量電化學儲能電站已完工程業績或累計30MW及以上容量電化學儲能電站已完工業績；三峽新能源青海省錫鐵山流沙坪二期風電場100MW儲能項目EPC招標，要求投標人必須具有近3年內具有至少2個單體容量為10MWh及以上在建或已投運的儲能電站設計或EPC或儲能系統集成業績。
“如此，也就難怪有些儲能企業寧愿‘賠本賺吆喝’也要盡力中標了。”上述業內人士表示。
當然，基于電池技術的提升與創新、規模經濟發展、市場價格競爭以及制造商經驗的提升，促使儲能項目開標價格不斷降低。然而，如果惡意報低價中標，將誘發“劣幣驅逐良幣”現象，阻礙行業健康持續發展。
據了解，一些儲能企業為了降低成本，偷工減料使用劣質的電池和PCS，或者在系統容量上做手腳。然而，這一舉措的危害性極大，“輕則引發電網調度事故，重則引發火災等安全事故”。
近期，國內外電化學儲能事故頻發。2017年以來，韓國已經發生29起儲能電站起火事故，我國也出現儲能項目起火事件，致使儲能的安全性問題引起廣泛關注。業內專家認為，安全性是儲能行業快速發展的根本，質量和成本是儲能行業能否快速發展的關鍵因素，為了降成本而降低質量，一旦釀成安全事故，將對產業發展造成致命打擊。
儲能經濟性難題
經濟性是行業發展的關鍵。2019年7月23日，新疆發改委發布《新疆第一批發電側光伏儲能聯合運行試點項目清單》，確定了首批36個發電側光儲聯合運行試點項目，總規模221MW/446MWh，并明確“所在光伏電站于2020年起每年增加100小時優先發電電量，持續五年”。然而，當年12月4日，新疆發改委便叫停了其中31個新能源發電側儲能項目，其中一個重要原因就是經濟性問題。
根據《能源》記者調研，當時的問題出在對“100小時優先發電量”的理解上。如果這100小時是計劃發電量，100MW的光伏電站每年將增加300-500萬元收入；如果是保障收購小時數，則只能使光伏電站每年增加幾十萬元收益，差距頗大。
當前，風電、光伏行業將全面迎來平價上網，項目經濟收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還有經濟性，是產業鏈各方仔細分析研究的問題。
以山東省為例，2020年山東申報競價光伏項目共976MW，國網山東電力公司要求儲能配置規模按項目裝機規模20%，儲能時間2小時。根據集邦新能源網的測算，100MW競價光伏電站將配置40MWh，以當前儲能系統1.7元/Wh（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。
北京領航智庫測算，按照山東0.3949元/千瓦時的燃煤標桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/W，工程造價增加15%以上。在不考慮儲能參與調峰補償等商業模式前提下，項目內部收益率也將低于8%。
劉曉露認為，新能源平價上網趨勢下，儲能可持續發展取決于電力體制改革的最終進程，關鍵在于儲能輸出價值的交易結算與儲能成本的分攤疏導。單純依靠市場情況下，配套儲能的經濟性目前還較難保證。特別在電網調峰資源沒有改善的情況下，平價上網項目本質上是擠占了其他新能源的發電空間，隨著新能源發電全面平價上網的到來，電網調峰和全額收購的壓力進一步提升。
隨著儲能市場規模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能獨立主體地位得到明確，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接充分地交易結算出來，新能源配套儲能的前景是光明的。
“配置儲能固然會增加電廠投資，但如果不配置儲能，每年電量損失可能達到20%。儲能在合適的應用場景，隨著技術的進步和成本的降低，節省電能的成本預計很快能抵消儲能設備的成本。”劉曉露說。
俞振華認為，在具體儲能項目上，僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益還很難支撐行業發展，簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值。
目前，國外電力市場成熟，新能源側的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務等收入，新能源側的儲能發展更具備條件。中國電力市場改革還是一個進行時，儲能參與各類電力服務的公允價值缺失，儲能“按效果付費”參與電力市場的實施細則更加缺乏。在這種環境下，收益體現不了投入，引發惡意競爭，劣幣驅除良幣的現象將在所難免。
補貼政策與標準缺失
截至目前，國家及省級主管部門均尚未出臺儲能的補貼政策，僅有安徽省合肥市以及江蘇省蘇州市出臺了地方性的補貼政策。
2018年9月17日，合肥市政府發布《關于進一步促進光伏產業持續健康發展的意見》，對光伏儲能系統按實際充電量給予1元/kWh補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。2019年3月24日，江蘇蘇州工業園區管委會印發《蘇州工業園區綠色發展專項引導資金管理辦法》，針對在園區備案實施、且已經并網投運的儲能項目，自項目投運后按發電量（放電量）補貼業主單位0.3元/kWh，共補貼3年。
“這些政策都具有地方特殊背景，還不能作為代表性政策來看待。”俞振華點評道。
我國從2010年開始制定電力儲能相關的標準，歸口管理單位是中電聯。截至目前，電儲能相關的國家和行業標準已達31項，其中已發布或報批27項；團體標準約47項，其中已發布或報批29項。其中，針對電化學儲能的國家標準有7項、行業標準有2項，目前均已發布。
截至目前，中關村儲能產業技術聯盟共發布四項電化學儲能團體標準：T/CNESA1000-2019《電化學儲能系統評價規范》、T/CNESA10012019《電力儲能用直流動力連接器通用技術要求》、T/CNESA1002-2019《電化學儲能系統用電池管理系統技術規范》、T/CNESA1003-2020《電化學儲能系統用電池管理系統技術規范》。目前聯盟圍繞電化學儲能安全等方向，正在推進相關標準制修訂工作。
“問題在于，現在是有標準，有手段，但如何去推廣執行。”中國電科院電池儲能技術檢測部主任官亦標向《能源》記者指出，新能源項目開發企業在配備儲能這件事上存在的普遍問題是對電池儲能特性及其標準理解不到位，對電池儲能系統的質量和安全沒有足夠的認識，如果不嚴格有效地遵循技術標準和管理規范，將導致亂象叢生。
此外，由于沒有全環節嚴格執行標準、嚴格監管，造成供應商有機會鉆空子，是低價惡性競爭的根源所在，現階段電池及其應用技術水平條件下，低價帶來的直接惡果就是質量和安全難以保障。據《能源》記者了解，在項目招采環節，就已經暴露出未嚴格遵循標準的問題。在新能源配電池儲能項目中，普遍存在供應商是依據自行設定的儲能電池容量標稱值計算儲能系統容量（包括功率和能量）并承諾滿足招標要求，而不是依據儲能電池型式試驗報告認定的容量額定值來核算儲能系統容量，造成系統容量虛標虛報的現象。
官亦標表示，儲能電池是一種特殊的能量體，內部是復雜的電化學體系，不能視為簡單的物理器件，其各項性能受內外部因素影響復雜多變，這些因素包括電壓、電流、功率、溫度、充放電深度等等，對于系統運行來說，關鍵控制參數的改變會直接影響電池系統的實際可用容量、安全與壽命。如果不是專業從事電池檢測評價工作，很難去全面理解電池的特殊性和復雜性，發電企業和用戶可能因此出現投資失誤。
“好在，部分電源側儲能項目已經開始全環節執行技術標準，比如將儲能電池等核心部件的到貨抽檢、系統并網檢測以及運行考核檢測等關鍵約束手段納入事中事后技術監督檢驗流程。這意味著，部分用戶和總包方已經認識到了質量與安全的重要性。”官亦標表示。
在電池儲能質量控制方面，國外主要關注儲能系統層級的性能并結合定期考核及商業罰則條款來間接保障整體質量，對儲能電池等核心部件在儲能領域應用適用性方面的評測和標準研究較少。
“相較于國外，我國在電池儲能標準體系、測試評價技術等方面是領先的。”官亦標指出，我國的電池儲能標準特點是關注從電池的單體、模塊、簇到系統的各個層級，每個層級都有嚴格要求，并以更接近實際運行條件的方法來進行測評，注重追本溯源，從核心部件層級關注其在儲能領域應用的適用性，并建立核心部件到系統之間工作參數及性能的關聯和有效傳遞，有效規避技術層面的漏洞，拒絕投機取巧，通過對核心部件分別設定技術要求結合全環節的技術監督檢驗從理論上保障儲能系統能夠達到質量與安全的期望。
其優勢在于，能夠從源頭以及更加科學合理的測評體系保障項目的質量和安全。否則，“一旦頻繁出現安全和質量事故，先不說損失，電池儲能這條路可能就走不通了。”
探路新能源配儲能商業模式
新能源配儲能的投資可行性取決于商業模式的搭建，以及儲能系統技術進步和成本下降。
新能源配儲能是未來的產業形態，投資可行性與否取決于兩點，一是商業模式的搭建，二是儲能系統技術進步和成本下降。
從現有的商業模式看，新能源配儲能項目價值創造的路徑包括，參與調峰、調頻獲得輔助服務補償，減少棄風棄光電量增加電費收入，參與電力市場交易獲得電價收益，削峰填谷獲得峰谷價差。
從儲能投資下降的空間看，儲能系統成本已經由年初2元/Wh以上下降至1.7元/Wh以下。隨著技術創新的發展，“十四五”儲能系統成本有望降低至0.5元/Wh。
亟需技術進步驅動成本下降
過去十余年，儲能投資成本不斷下降。CNESA數據顯示，儲能電池成本每年以20%到30%的幅度下降。目前，鋰電池的系統成本（不含PCS）已降至1000-1500元/kWh，進入應用盈虧平衡點；鋰電池儲能系統度電成本在0.6-0.8元/Wh。
今年以來，我國新能源儲能項目中標價不斷下降。招投標信息顯示，我國主要風儲項目中標價從年初的2.15元/Wh降至1.699元/Wh。4月24日，華能新泰光儲項目開標，中標價1.54元/Wh，平均報價遠低于2019年市場主流價格1.8元-1.9元/Wh。
從儲能技術路線上看，2019年底新增投運的108.5MW集中式可再生能源并網項目全部應用了鋰離子電池，其中磷酸鐵鋰電池項目占比最大，達到79.7%。而從今年以來新能源配儲能項目的招投標情況來看，絕大部分項目以磷酸鐵鋰電池為主，其次為全釩液流電池。
中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華指出，“儲能技術需要從滿足電力系統長壽命、高安全、大容量等指標著手，提高儲能技術對電力系統的適用度和生命周期內的經濟性。”
同時，出臺新能源側儲能調用、電池衰減容量相關的標準，提升儲能行業門檻，一方面可以避免新能源企業以一次性的沉沒成本去投資建設儲能設施，另一方面也可降低儲能系統的度電次成本。
在我國風電和光伏產業的發展過程中，均出現了連年新增GW級裝機規模，通過規模化帶動技術創新、降低成本的現象。對于新能源儲能來說，也可以借鑒風電和光伏的發展經驗，以規模化降成本，同時繼續深化電力體制改革，將行業導向市場化。
探路儲能商業模式
隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業模式空間正在打開，但需要政策給予配套。
其一，通過減少棄風棄光電量獲利。由于目前電化學儲能成本相較抽水蓄能仍然較高，該商業模式適用于棄風、棄光率較高地區。
以青海格爾木直流側光伏電站儲能項目為例，該電站裝機規模180MW，2018年1月投運，上網電價1元/kWh。由于棄光問題，項目通過接入1.5MW/3.5MWh儲能系統改造為光儲電站。根據測算，儲能可以增加發電量約150MWh/年，增加收益約15萬元，項目投資回收期約6.96年。
其二，參與電網調峰調頻輔助服務。受政策限制，該模式需要輔助服務機制給以保障。2019年6月3日，國家能源局西北監管局發布《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，明確在電網需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優先消納風電、太陽能發電。2020年5月26日，新疆發改委印發《新疆電網發電側儲能管理暫行規則》，對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。
其三，參與風光水火儲多能互補。該商業模式適用于有多能互補需求的地區，儲能收益來源于平抑波動等輔助服務。今年以來，國家能源集團、大唐等能源央企均在山西、甘肅、遼寧等省建設風光儲多能互補項目。
除此外，國內部分地區為新能源側儲能提供了補貼。目前，我國僅有安徽省合肥市和江蘇省蘇州市出臺了地方性補貼政策，前者對光伏儲能系統按實際充電量給予1元/kWh補貼，后者按發電量（放電量）補貼業主單位0.3元/kWh。
專家表示，如果存一度電只能放0.5度電出來，那說明儲能系統不行；如果存一度電可以放0.9度電出來，說明系統效率很高，“從儲能系統效率來講，按照放電量進行補貼更為合理。”然而，考慮到日益縮緊的國家財政情況，新能源側儲能得到補貼的可能性不高。
從國際經驗來看，英國電力市場比較成熟，該國的獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差和TRIAD等收益，有些電站的多重收益甚至能有十三四種。英國甚至出現過170多元人民幣一度的尖峰電價。由于電池儲能系統能迅速響應，有電力企業每年都能拿到這個尖峰需求。
美國推動建立了儲能系統的投資稅收抵免政策(Investment Tax Credits)，同時購買和安裝儲能系統與太陽能發電設施的項目業主可以獲得30%的投資稅收抵免。該協議將延續至2022年，并逐步減少至淘汰（2020年減至26%，2021年減至22%，2022年減至10%）。
韓國從2015年起，開始為配套儲能系統的風電給予額外的可再生能源證書獎勵，配套儲能的風電場權重分最高達到5.5分；2017年起，安裝儲能系統的光伏電站也可以獲得額外獎勵，權重為5，“這使得配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重遠遠高于其他不配套儲能的電站。”
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