经济性是行业发展的关键。2019年7月23日，新疆发改委发布《新疆第一批发电侧光伏储能联合运行试点项目清单》，确定了首批36个发电侧光储联合运行试点项目，总规模221MW/446MWh，并明确“所在光伏电站于2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年”。然而，当年12月4日，新疆发改委便叫停了其中31个新能源发电侧储能项目，其中一个重要原因就是经济性问题。

根据《能源》记者调研，当时的问题出在对“100小时优先发电量”的理解上。如果这100小时是计划发电量，100MW的光伏电站每年将增加300-500万元收入；如果是保障收购小时数，则只能使光伏电站每年增加几十万元收益，差距颇大。

当前，风电、光伏行业将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，新能源配套储能是否还有经济性，是产业链各方仔细分析研究的问题。

以山东省为例，2020年山东申报竞价光伏项目共976MW，国网山东电力公司要求储能配置规模按项目装机规模20%，储能时间2小时。根据集邦新能源网的测算，100MW竞价光伏电站将配置40MWh，以当前储能系统1.7元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏度电成本增加近0.09元。

北京领航智库测算，按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/W，工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目内部收益率也将低于8%。

刘晓露认为，新能源平价上网趋势下，储能可持续发展取决于电力体制改革的最终进程，关键在于储能输出价值的交易结算与储能成本的分摊疏导。单纯依靠市场情况下，配套储能的经济性目前还较难保证。特别在电网调峰资源没有改善的情况下，平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间，随着新能源发电全面平价上网的到来，电网调峰和全额收购的压力进一步提升。

随着储能市场规模的扩大，成本逐年下降，电改红利不断释放，储能独立主体地位得到明确，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接充分地交易结算出来，新能源配套储能的前景是光明的。

“配置储能固然会增加电厂投资，但如果不配置储能，每年电量损失可能达到20%。储能在合适的应用场景，随着技术的进步和成本的降低，节省电能的成本预计很快能抵消储能设备的成本。”刘晓露说。

俞振华认为，在具体储能项目上，仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展，简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值。

目前，国外电力市场成熟，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入，新能源侧的储能发展更具备条件。中国电力市场改革还是一个进行时，储能参与各类电力服务的公允价值缺失，储能“按效果付费”参与电力市场的实施细则更加缺乏。在这种环境下，收益体现不了投入，引发恶意竞争，劣币驱除良币的现象将在所难免。

补贴政策与标准缺失

截至目前，国家及省级主管部门均尚未出台储能的补贴政策，仅有安徽省合肥市以及江苏省苏州市出台了地方性的补贴政策。

2018年9月17日，合肥市政府发布《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》，对光伏储能系统按实际充电量给予1元/kWh补贴，同一项目年度最高补贴100万元。2019年3月24日，江苏苏州工业园区管委会印发《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》，针对在园区备案实施、且已经并网投运的储能项目，自项目投运后按发电量（放电量）补贴业主单位0.3元/kWh，共补贴3年。

“这些政策都具有地方特殊背景，还不能作为代表性政策来看待。”俞振华点评道。

我国从2010年开始制定电力储能相关的标准，归口管理单位是中电联。截至目前，电储能相关的国家和行业标准已达31项，其中已发布或报批27项；团体标准约47项，其中已发布或报批29项。其中，针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项，目前均已发布。

截至目前，中关村储能产业技术联盟共发布四项电化学储能团体标准：

T/CNESA1000-2019《电化学储能系统评价规范》、T/CNESA10012019《电力储能用直流动力连接器通用技术要求》、T/CNESA1002-2019《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》、T/CNESA1003-2020《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》。目前联盟围绕电化学储能安全等方向，正在推进相关标准制修订工作。

“问题在于，现在是有标准，有手段，但如何去推广执行。”中国电科院电池储能技术检测部主任官亦标向《能源》记者指出，新能源项目开发企业在配备储能这件事上存在的普遍问题是对电池储能特性及其标准理解不到位，对电池储能系统的质量和安全没有足够的认识，如果不严格有效地遵循技术标准和管理规范，将导致乱象丛生。

此外，由于没有全环节严格执行标准、严格监管，造成供应商有机会钻空子，是低价恶性竞争的根源所在，现阶段电池及其应用技术水平条件下，低价带来的直接恶果就是质量和安全难以保障。据《能源》记者了解，在项目招采环节，就已经暴露出未严格遵循标准的问题。在新能源配电池储能项目中，普遍存在供应商是依据自行设定的储能电池容量标称值计算储能系统容量（包括功率和能量）并承诺满足招标要求，而不是依据储能电池型式试验报告认定的容量额定值来核算储能系统容量，造成系统容量虚标虚报的现象。

官亦标表示，储能电池是一种特殊的能量体，内部是复杂的电化学体系，不能视为简单的物理器件，其各项性能受内外部因素影响复杂多变，这些因素包括电压、电流、功率、温度、充放电深度等等，对于系统运行来说，关键控制参数的改变会直接影响电池系统的实际可用容量、安全与寿命。如果不是专业从事电池检测评价工作，很难去全面理解电池的特殊性和复杂性，发电企业和用户可能因此出现投资失误。

“好在，部分电源侧储能项目已经开始全环节执行技术标准，比如将储能电池等核心部件的到货抽检、系统并网检测以及运行考核检测等关键约束手段纳入事中事后技术监督检验流程。这意味着，部分用户和总包方已经认识到了质量与安全的重要性。”官亦标表示。

在电池储能质量控制方面，国外主要关注储能系统层级的性能并结合定期考核及商业罚则条款来间接保障整体质量，对储能电池等核心部件在储能领域应用适用性方面的评测和标准研究较少。

“相较于国外，我国在电池储能标准体系、测试评价技术等方面是领先的。”官亦标指出，我国的电池储能标准特点是关注从电池的单体、模块、簇到系统的各个层级，每个层级都有严格要求，并以更接近实际运行条件的方法来进行测评，注重追本溯源，从核心部件层级关注其在储能领域应用的适用性，并建立核心部件到系统之间工作参数及性能的关联和有效传递，有效规避技术层面的漏洞，拒绝投机取巧，通过对核心部件分别设定技术要求结合全环节的技术监督检验从理论上保障储能系统能够达到质量与安全的期望。

其优势在于，能够从源头以及更加科学合理的测评体系保障项目的质量和安全。否则，“一旦频繁出现安全和质量事故，先不说损失，电池储能这条路可能就走不通了。”

探路新能源配储能商业模式

新能源配储能的投资可行性取决于商业模式的搭建，以及储能系统技术进步和成本下降。

新能源配储能是未来的产业形态，投资可行性与否取决于两点，一是商业模式的搭建，二是储能系统技术进步和成本下降。

从现有的商业模式看，新能源配储能项目价值创造的路径包括，参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。

从储能投资下降的空间看，储能系统成本已经由年初2元/Wh以上下降至1.7元/Wh以下。随着技术创新的发展，“十四五”储能系统成本有望降低至0.5元/Wh。

亟需技术进步驱动成本下降

过去十余年，储能投资成本不断下降。CNESA数据显示，储能电池成本每年以20%到30%的幅度下降。目前，锂电池的系统成本（不含PCS）已降至1000-1500元/kWh，进入应用盈亏平衡点；锂电池储能系统度电成本在0.6-0.8元/Wh。

今年以来，我国新能源储能项目中标价不断下降。招投标信息显示，我国主要风储项目中标价从年初的2.15元/Wh降至1.699元/Wh。4月24日，华能新泰光储项目开标，中标价1.54元/Wh，平均报价远低于2019年市场主流价格1.8元-1.9元/Wh。

从储能技术路线上看，2019年底新增投运的108.5MW集中式可再生能源并网项目全部应用了锂离子电池，其中磷酸铁锂电池项目占比最大，达到79.7%。而从今年以来新能源配储能项目的招投标情况来看，绝大部分项目以磷酸铁锂电池为主，其次为全钒液流电池。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出，“储能技术需要从满足电力系统长寿命、高安全、大容量等指标着手，提高储能技术对电力系统的适用度和生命周期内的经济性。”

同时，出台新能源侧储能调用、电池衰减容量相关的标准，提升储能行业门槛，一方面可以避免新能源企业以一次性的沉没成本去投资建设储能设施，另一方面也可降低储能系统的度电次成本。

在我国风电和光伏产业的发展过程中，均出现了连年新增GW级装机规模，通过规模化带动技术创新、降低成本的现象。对于新能源储能来说，也可以借鉴风电和光伏的发展经验，以规模化降成本，同时继续深化电力体制改革，将行业导向市场化。

探路储能商业模式

随着电力体制改革的深入推进，新能源配储能商业模式空间正在打开，但需要政策给予配套。

其一，通过减少弃风弃光电量获利。由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高，该商业模式适用于弃风、弃光率较高地区。

以青海格尔木直流侧光伏电站储能项目为例，该电站装机规模180MW，2018年1月投运，上网电价1元/kWh。由于弃光问题，项目通过接入1.5MW/3.5MWh储能系统改造为光储电站。根据测算，储能可以增加发电量约150MWh/年，增加收益约15万元，项目投资回收期约6.96年。

其二，参与电网调峰调频辅助服务。受政策限制，该模式需要辅助服务机制给以保障。2019年6月3日，国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，明确在电网需要调峰资源的情况下，储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时，优先消纳风电、太阳能发电。2020年5月26日，新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。

其三，参与风光水火储多能互补。该商业模式适用于有多能互补需求的地区，储能收益来源于平抑波动等辅助服务。今年以来，国家能源集团、大唐等能源央企均在山西、甘肃、辽宁等省建设风光储多能互补项目。

除此外，国内部分地区为新能源侧储能提供了补贴。目前，我国仅有安徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策，前者对光伏储能系统按实际充电量给予1元/kWh补贴，后者按发电量（放电量）补贴业主单位0.3元/kWh。

专家表示，如果存一度电只能放0.5度电出来，那说明储能系统不行；如果存一度电可以放0.9度电出来，说明系统效率很高，“从储能系统效率来讲，按照放电量进行补贴更为合理。”然而，考虑到日益缩紧的国家财政情况，新能源侧储能得到补贴的可能性不高。

从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，该国的独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差和TRIAD等收益，有些电站的多重收益甚至能有十三四种。英国甚至出现过170多元人民币一度的尖峰电价。由于电池储能系统能迅速响应，有电力企业每年都能拿到这个尖峰需求。

美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策(Investment Tax Credits)，同时购买和安装储能系统与太阳能发电设施的项目业主可以获得30%的投资税收抵免。该协议将延续至2022年，并逐步减少至淘汰（2020年减至26%，2021年减至22%，2022年减至10%）。

韩国从2015年起，开始为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励，配套储能的风电场权重分最高达到5.5分；2017年起，安装储能系统的光伏电站也可以获得额外奖励，权重为5，“这使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。”