界面新闻记者 | 王勇

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储能市场越来越火热了。

日前召开的第十一届储能国际峰会暨展览会现场，火爆程度超出往年。开展当天的首钢园外，观展的人群排起很长的队伍。

据会议主办方统计，展会前两天累计入场人数突破11万，300余家储能企业参展，共举办了30余场主题论坛。在由宁德时代(300750.SZ)、阳光电源(300274.SZ)等六家企业命名的展馆内，到处可见交流攀谈的人士，部分新品发布及路演现场更是被围得水泄不通。

从各参与者的讨论热度看，新能源强制配储成为备受关注的话题之一。

在主论坛的高峰对话环节，电网公司、储能龙头企业、学者专家就“强制配储”这一话题展开了讨论。在清华大学教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清的主持下，通过步步紧逼的设问，各方争论激烈。

对于新能源强制配储，此前国家及地方层面均出台了相关政策。

2021年7月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

地方政策一般按照5%-20%的不同比例，要求新能源项目强制配储。截至目前，已有超过23个省市区发布相关政策。

政策刺激新型储能市场大规模爆发。去年中国新型储能新增投运7.3 GW，同比增长近2倍，这也是中国首次超越美国成为了全球第一。新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术。

根据CNESA全球储能项目库预测，到2030年，国内新型储能总投资规模将近9000亿元。

但随着风光等新能源进入平价时代，以及部分需要参与电力市场竞价等的情况下，新能源强配储政策的争议之声越来越大。

“如果新能源项目不强制配储，我想没有一家公司是愿意配储的。”远景能源高级副总裁田庆军在近期储能国际峰会高峰对话环节称，“因为储能没有发挥其价值，市场对其的态度是越便宜越好，而不是质量越高越好。”

争议强配储

“新能源强配储能带来的问题主要有两方面，一是成本增加，二是资源浪费。”中国华能集团有限公司发展管理处副处长田龙虎在会上表示。

他指出，新能源已经完全平价，有些地方新能源参与电力市场交易，竞价结果低于平价电价，“这是恶性竞争的结果。”

从与会开发商的态度看，他们对新能源强制配储在现阶段发挥的作用颇为质疑。

田龙虎表示，从利用系数看，装机规模最大的电源侧储能反而利用率最低，这不利于整个储能行业的发展，会导致出现劣币驱逐良币的现象。

毕马威在3月发布的《新型储能助力能源转型》报告也指出，当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，给企业带来较大压力。企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。

毕马威统计数据显示，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资将增加8%-10%；风电场配建同样容量的储能项目，初始投资成本将增加15%-20%。

若发电侧单一环节主要承担储能成本，储能所能提供的削峰填谷、容量资源、调频备用、延缓输电投资、增进电网稳定等服务却体现在多个环节。这也造成了储能成本疏导不畅、社会投资意愿不强等问题。

“在制度经济学里，设计机制时非常重要的原则是——谁创造的效益由谁来分享，谁产生的成本由谁来承担。”清华大学电机系副教授钟海旺表示。

他解释称，新能源和负荷侧都是造成电力系统波动性的主体，都应该归为“肇事者”，需要承担相应的成本。

“只有让这些主体感到成本压力，才能从制度上让它们主动消除不确定性和波动性。”钟海旺说，这相当于利用市场化的引导作用，达到消减系统波动性的效果。

夏清也表示，如果“肇事者”不承担储能成本，让别人承担，会造成资源错配，导致肆无忌惮的波动。

出路在哪里？

新能源开发商们希望政策发生转向，不再强制配储，或者允许新能源搭配的储能拥有更多的参与模式，比如参与电力现货交易，接受电网调度，从中获取收益。

“但即便山东、山西等省份，打通了新能源配储可以转为独立储能参与市场这一通道，但并没有解决‘羊毛出在羊身上’的问题。”田龙虎举例称，华能在山东的储能项目，56%的收入来自新能源项目的租赁，即靠租金维持储能电站的生存，这同时意味着新能源项目要付出大量的租用储能电站的成本。

“新能源配储本质上是一种计划手段。如何使用的市场机制，并没有到位。”夏清在会上表示，这是问题的根源。

山东、山西等电网公司负责人也在会场做出相关回应。

国网山东省电力公司电力调度控制中心计划处副处长张国强表示，目前部分地方电网已经出台了配储入市以及配储转独立储能的政策，但存量新能源侧配置的储能要达到调用条件，还要做一些技术上的调整。

国网山西省电力公司调控中心水电及新能源处处长邹鹏表示，“只要储能项目具备独立的控制条件和要求，就可以参与现货市场，参与全省调频辅助服务，只要全省有需求就可以来参与。但是如果仅定位自用，难免会出现利用率不足的情况。”

从两家区域电网公司的回应看，电网已给新能源配储留下了转为“独立储能”运行的渠道，即从服务企业本身转向服务电网需求。

据邹鹏介绍，山西新能源装机已达4000万千瓦，一次调频的需求为每天800-1000次，每次调节的里程需求约是120 MW。按照现有调频市场报价，若储能能参与一次调频市场，约可获得收益550万元。

除一次调频外，储能还有现货市场收益。据邹鹏介绍，2022年山西现货市场峰谷价差约为0.6元/kWh，以10万千瓦独立储能项目进行测算，若有4小时的充放电，一充一放能赚24万元。除检修时间外，一年按250天运行天数测算，一年能有6000万元现货市场收益。

“一次调频+现货”的模式，将给新能源配储新的盈利方向转型提供了参考。

储能在电力系统及辅助服务等不同环节，会产生不同的应用价值，包括容量价值、功率价值、备用价值等。在此过程中，储能可以通过峰谷套利、基本容量、辅助服务（调峰、调频、黑启动）、需求侧响应等方面获取收益。

其中，辅助服务有固定补偿和市场化补偿两种形式，固定补偿一般按照各省电力辅助服务管理实施细则等规定的标准获取收益，市场化补偿则按照地区辅助服务市场运营规则获取市场化收益。

毕马威分析指出，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担。但目前国内电网侧辅助服务成本还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。

田龙虎认为，未来储能电站的发展方向，应多以电网侧集中独立共享电站的形式出现，同时加快推进电源侧储能改造，使其真正参与到市场交易中。

“储能行业要加强规划，发挥电网公司平台作用，加强现货市场模拟系统的研究，多元化挖掘储能行业的发展潜力等。”田龙虎称。

田庆军也呼吁，一是希望储能能够从大电网集中控制，发展到新能源电力企业分散控制，二是希望包括电力现货交易等信息和数据相对透明；三是希望政策具有连续性，朝令夕改增加了已落地项目的风险；四是建议储能项目在验收并网环节严格标准，避免鱼目混珠。

不少与会者认为，储能行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期，从底层商业逻辑到项目落地运行，仍存在诸多问题，需要顶层设计、电网公司、新能源企业、储能企业、用户侧等多方主体共同摸索。