這兩天，我們能源行業迎來幾件大事：一個是SNEC第十六屆(2023)國際太陽能光伏與智慧能源大會暨展覽會在上海舉辦，如果你在現場，也能看到湘能楚天的身影；另一個是日前在杭州召開的國際儲能大會，兩場行業盛事都可以用場面火爆形容，而在現場尤為火爆的，當推其中的“儲能”話題，一個月前，在北京舉辦的第十一屆儲能國際峰會，火爆程度更是歷年之最。

(一）爭議伴生下的儲能向何處尋路

隨著新能源產業加速向前，作為給風、光發電“保駕護航”的儲能產業正迎來爆發期。有數據統計，截至目前，我國涉及儲能產業的注冊企業已超過8萬家，到2025年新型儲能的產業規模或突破萬億大關，到2030年預計接近3萬億元。國家層面的鼓勵政策，也是層出不窮，光是2022年，國家出臺的相關政策就包括：2022年1月29日，國家發改委、國家能源局聯合發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》；2022年5月24日，國家發改委、國家能源局綜合司聯合發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》等，政策目標無不指向推動儲能產業的高質量發展。

伴隨著產業的“加速向前”，關于儲能的質疑其實也從未停歇過，尤其是關于新能源強制配儲的合理性，更是關鍵的爭議點。拋開碳中和、環保等宏觀因素不說，在新能源迎來大發展的背景下，充當發電側和用電側之間“緩沖墊”的儲能，能很好地解決新能源發電固有的隨機性、間歇性和波動性特點所導致的不穩定問題，使得新能源發電曲線更為平滑，輸出更為穩定、可控。那么，為什么還會有如此大的爭議？在爭議之下，儲能產業的明天是否還值得期待。

回歸到問題本質來說，顯然不是儲能本身不好，而是商業邏輯之下的產業困境。首當其沖的是產業本身的“技術”問題——在規模提升的同時，儲能利用率表現卻不盡如人意。根據中電聯調研數據，電化學儲能項目平均等效利用系數僅12.2%。其中新能源配儲能利用系數僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網側儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。顯而易見，新能源配儲能利用系數最低，整體調用情況較差。

(二）楔入市場基因激活發展潛力

這個看似“技術”問題，其本質又還是要回歸到產業政策和環境問題。就產業政策而言，一方面是國家要求新能源項目強制配儲，2021年7月，國家能源局印發的《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，提出“為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。”地方政策一般按照5%-20%的不同比例，截至目前，已有超過23個省市區發布相關政策。

另一方面是電網側儲能技術需要滿足大容量、高效率、長壽命等要求，進而需要較高的研發投入，而這些成本都需要電網側承擔，疊加電力系統的負荷和電量波動性較大，用戶需求的不確定性導致儲能系統的運營成本和風險增加。另外，由于電力市場不完善，電價受到政策等因素影響，電網側儲能無法通過提高價格把儲能成本傳導至用戶側，尤其是伴隨著平價時代的到來，這種價格壓力會傳導更為強烈。因此，能源企業對于儲能項目應用意愿不高。但困于部分地區將配置儲能作為新能源項目立項或并網加分項，甚至出現以儲能作為新能源項目開發“路條”的現象，不得不配建儲能。

如此之下，一邊是能源企業希望政策發生轉向，不再強制配儲，另一邊是儲能產業發展又需要配儲的進一步向前，那么，出路到底在哪？有行業專家指出了方向：強制配儲本質上是一種計劃手段。只有建立成熟的市場機制，才能實現多方共贏。那么，如何探路市場機制？應該是這是當前頂層設計和市場都需要精進的地方。在頂層設計或者說產業政策設計層面，強制配儲的語境正在松動，從原先的強制，正在逐漸轉為鼓勵。此外，從資源配置的規律來說，要刺激儲能產業的發展，關鍵是要按照誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔的原則來實現。

(三）政策加持持續輸出利好消息

眾所周知，儲能在電力系統及輔助服務等不同環節，會產生不同的應用價值，包括容量價值、功率價值、備用價值等。在此過程中，儲能可以通過峰谷套利、基本容量、輔助服務（調峰、調頻、黑啟動）、需求側響應等方面獲取收益。有地方已經據此探索出“一次調頻+現貨”的模式，這無疑提供了非常積極的參考。這也要得益于國家頂層設計層面的積極推動，2022年11月25日，國家能源局發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》，首次在全國層面提及推進電力現貨市場，推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。與此同時，2022年，各省已開始嘗試推出容量補償政策。可以說，隨著電力現貨市場的發展和容量補償規則的完善，儲能項目逐步開始獲得 “保底收益”，增加了儲能項目收入獲取渠道，有助于促進儲能行業健康發展。

我的上一篇文章關注到輸配電價改革，回顧一下，此次改革至少將帶來三大利好，一是使輸配電價結構更加合理，不同電壓等級電價更好反映了供電成本差異，為促進電力市場交易、推動增量配電網微電網等發展創造有利條件；二是使輸配電價功能定位更加清晰，將原包含在輸配電價中的上網環節線損和抽水蓄能容量電費單列，有利于更加及時、合理體現用戶購電線損變化，清晰反映電力系統調節資源費用；三是使激勵約束機制更加健全，對負荷率較高的兩部制用戶的需量電價實施打折優惠，有利于引導用戶合理報裝容量，提升電力系統經濟性和穩定性。這三大利好，將意味著對儲能行業帶來持續利好，尤其是對電力現貨市場的刺激，將是直接且持續的。

可以預見的是，2023年應是儲能產業“狂飆”之年，有數據顯示，2023開年以來，產業鏈上下游就已經有近二十家企業宣布最新儲能項目建設規劃，更有力的數據是，2023年1-2月33個儲能中標項目規模已超5.56GWh。相較去年同期，儲能中標規模增長超10倍。隨著更多地方實施細則的進一步出臺和實踐經驗的積累，儲能原本較為單一的收益模式將得到有效擴充。在儲能盈利空間擴大的同時，企業投資儲能、使用儲能的積極性也將被調動。總而言之，2023年的儲能產業值得期待。