掰扯不清的“谁受益谁买单”

在2018年的高速增长之后，电化学储能市场在2019年遭遇“寒流”，新增装机规模下滑。而在2020年，疫情影响之下的储能产业逆势增长，这很大程度上得益于新能源配储能市场的爆发。

截至目前，10余个省份和地区出台相关政策，要求新能源装机配置储能。阳光电源副总裁吴家貌表示，“新能源+储能”并网正在成为行业标配。

据国网能源研究院预测，我国新能源装机规模到2035年将达9亿千瓦，超越火电成为主力电源。如果按平均10%的容量配置储能，可带动亿千瓦级的储能市场。

业内人士普遍认为，中国储能市场能否持续健康发展，最终取决于买单机制的建立。

虽然业内基本达成共识，谁受益谁买单，但谁才是配置储能的真正受益者，各方观点并不一致。

在华能集团清洁能源技术研究院储能项目开发部主任刘明义看来，目前，让发电企业额外分摊储能成本，却不具备调用储能主动权的做法并不合理。“电网作为配置储能的受益者，理应为储能买单。”

鲁能集团青海广恒新能源有限公司副总经理祁万年则表示，新能源开发企业是配置储能的受益者。新能源配储能，有利于提升上网电量，同时可以更好参与调峰，赚取额外利润。

此外，还有不少受访人士认为，配置储能是为了提供更高品质的电力，终端用户才是真正的受益者。

各方均不情愿为储能买单

在“谁受益”环节的争执不下，直接导致了在“谁买单”环节的激烈博弈。各方均不情愿为储能买单。

沈阳微控新能源技术有限公司物理储能技术研究院院长江卫良认为，市场各方均不愿为储能出钱的主要原因在于，现阶段新能源配储能没有收益机制。当前，储能主要由新能源企业配套建设为主，但由于储能本身并不能产生电力，储能的收益只能来自辅助服务市场，而我国目前辅助服务市场尚无法满足储能商业化运行的要求。

威胜集团有限公司微网储能事业部总经理黎朝晖告诉记者，各方都不愿买单的主要原因在于，当前，储能对于各环节来说都不算真正的刚需。

“新能源配置储能的当量等级太小，不足以改善发输侧的电能质量。储能电池寿命较短也间接抬高了度电成本。”黎朝晖表示，“最重要的是，目前全国范围内，储能难以通过峰谷电价获利，缺乏持续的盈利模式。”

此外，有专家提出，即使储能的成本一降再降，对一些应用场景来说仍是不必要的额外支出。因此，经济模型和商业模式才是启动这一市场的关键。

以西北光伏为例，丰富的资源使得当地光伏已基本实现平价上网，但是配建储能设施使发电成本大大提高，目前缺乏有效的成本回收渠道。

用市场疏导储能成本

在各方僵持不下的背景下，多地也在探索一些可行的商业模式，如共享储能、容量租赁、辅助服务等，尽可能地推动储能单位造价下降、使用频率增加。

对于如何根据“受益”程度确定“买单”方案，郑州大学电气工程学院副教授金阳认为，如果配置的储能，使得源、网、荷侧均受益，那么就应按照储能配置对各利益主体的贡献度，为储能“买单”。特别是，未来我国电力市场建设成熟后，在辅助服务领域，储能参与电力市场竞价，其受益主体将更为明确。届时谁有储能调节需求，谁买单。

黎朝晖则认为，想要市场为储能买单，就需要在政策上将储能电价纳入输配电价，并且实现市场化交易。

国家发改委曾发文，要求所有受益的市场主体都来承担储能辅助服务成本，这样辅助服务的价值才能在市场中得到较好体现。对于发电侧储能来说，这意味着未来将有参与电力市场辅助服务的更大积极性。

“目前，一些地方有新能源投资主体租赁电网公司的储能设备来满足配储要求，所以在新能源配储能的形式上可以多样，但责任主体必须明确；同时，在新项目投建时，要将配储能投资成本进行核算，提升新能源投资商的项目选择和管理能力。”业内人士表示。

原标题：​新能源配储，“谁受益谁买单”界定难