2022年以來，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，又有兩個地方的儲能補貼政策落地。1月16日，重慶兩江新區(qū)管委會印發(fā)《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項政策》，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(nèi)人士看來，新能源強制配儲政策并非儲能電站建設的唯一動力，但補貼在一定程度上確實會促進儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。今年，強制配儲政策依然是大型儲能發(fā)展的核心動力。受此驅(qū)動，今年儲能裝機量大概率會翻番。

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記者梳理發(fā)現(xiàn)，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、年利用小時數(shù)、實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(guī)模補貼200元/千瓦時，最高為500萬元；廣東深圳和安徽合肥的補貼上限緊隨其后，為300萬元；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0.3元/千瓦時的獎勵，連續(xù)獎勵不超過2年；成都市為年利用小時數(shù)不低于600小時的用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、虛擬電廠儲能項目提供230元/千瓦的補貼；西安市針對不低于1兆瓦時的光伏儲能系統(tǒng)，按照儲能設備實際投資額的20%進行補貼，最高50萬元；重慶則補貼電源電網(wǎng)側(cè)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，近兩年，儲能行業(yè)的政策、市場、補貼等機制均在不斷完善，行業(yè)迎來了高速發(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(xù)高倍數(shù)增長的可能性較低，但翻番是大概率可以做到的，今年大型儲能預計有25-30吉瓦時的裝機，工商業(yè)儲能裝機預計為5-7吉瓦時。

目前，我國儲能補貼主要以用戶側(cè)為主，難以影響配儲比例。不過，儲能補貼會提升儲能的經(jīng)濟性，有助于由之前的強制配儲向主動配儲轉(zhuǎn)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電、光伏電站。為解決新能源并網(wǎng)帶來的調(diào)峰、調(diào)頻等問題，各省根據(jù)實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不成熟、儲能無法通過市場完全收回成本的情況下的現(xiàn)實選擇，促進了儲能的快速發(fā)展，但也在一定程度上影響了新能源項目的經(jīng)濟性和建設進度。地方政府給予補貼，會提高新能源企業(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，在滿足項目收益率要求的前提下進行投資開發(fā)?！?/p>

“各省要求的新能源配儲比例是最低的‘準入門檻’。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，一般會采用能拖就拖的策略?！蹦承履茉雌髽I(yè)負責儲能業(yè)務的人士對記者坦言，如果意在拿下項目，實際的配儲比例肯定要高于地方政府規(guī)定的標準。隨著電力市場建設加速，儲能的經(jīng)濟性越來越好，企業(yè)更多是從長遠考慮，一般按20年規(guī)劃，先把并網(wǎng)點占上。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，隨著大型儲能電站規(guī)模的不斷增大，其接入電壓等級也不斷提升，而電力系統(tǒng)中能夠兼顧場址、裕量、收益的優(yōu)質(zhì)接入點是有限的，不是每一個變電站都有裕量去接入幾百兆瓦時的儲能容量。這也是現(xiàn)在很多大型儲能項目抓緊規(guī)劃、備案、做方案的原因所在。看好儲能的大型企業(yè)存在一定的“跑馬圈地”心理，就算一期項目不賺錢，也希望在二期三期賺回來。

“補貼并不能大幅提升甲方投資儲能的熱情。不過，新能源強制配儲政策依然是今年大型儲能發(fā)展的核心動力?！背时硎荆叭绻麤]有強制配儲政策，不少儲能公司業(yè)績可能會劇減五六成，強制配儲政策是儲能行業(yè)快速發(fā)展的一個強大驅(qū)動力，從新能源自身的發(fā)電特點來看，這一政策的邏輯是通順的，應該可以長期存在?！?/p>

談及儲能企業(yè)的盈利情況，業(yè)內(nèi)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)參與了市場交易，可以從市場化角度獲取收益，而新能源配套儲能參與市場必須做技術(shù)改造，儲能可單獨計量、單獨并網(wǎng)之后，才能轉(zhuǎn)為獨立儲能電站參與電力市場，這在無形中增加了企業(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的規(guī)模和力度較小，多數(shù)新能源配套的儲能無法參與電力市場。隨著儲能成本不斷下降和電力市場逐漸成熟，補貼也將取消，市場化是未來儲能發(fā)展的出路。“目前政策、企業(yè)、市場各方均是邊推進邊完善，肯定需要一個過程，大家都是摸著石頭過河?！?/p>

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

“當前，由于配套儲能導致項目成本上升，同時儲能電站盈利模式暫未明確，新能源電站的收益出現(xiàn)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(xiàn)貨套利、輔助服務、容量電價四類。儲能行業(yè)投資要想從當前的政策驅(qū)動逐步轉(zhuǎn)向商業(yè)投資價值驅(qū)動，需要因地制宜，探索形成符合當?shù)啬茉唇Y(jié)構(gòu)特點和經(jīng)濟社會發(fā)展水平的相對完善的市場機制。

上述新能源發(fā)電企業(yè)人士表示，對發(fā)電企業(yè)來說，強制配儲政策在一定程度上增加了建設成本，同時配建儲能的利用率較低。因此，建議首先要科學規(guī)劃新能源項目配置儲能的類型及規(guī)模，當前各地針對新能源項目強配儲能的規(guī)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，項目沉沒成本明顯上升；其次，要加快構(gòu)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，建議引導和推進獨立儲能項目建設，鼓勵新能源項目通過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發(fā)建設的成本控制，也有利于推動儲能電站盈利模式的構(gòu)建與完善。

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