今年九月下旬，一场近年来最严峻的限电潮席卷全国，由北到南，自西向东都不同程度地被卷入，引起极大关注。
这轮电荒的导火索，被认为是能耗双控考核下，多省市急刹车“补作业”，对煤电企业限产甚至直接关停，导致电供“硬着陆”，短期内要从需求端调控的情况。
有人提出疑问：说好新能源替代，去年光伏和风电装机量这么大，用去哪儿了？关键或许在储能。曾有分析师这样描述储能对电力系统的重要性——问电力系统为什么发展储能，约等于吃饭为啥需要碗？
专家指出，不解决配储问题，新能源供电比例越高，电力平衡保障矛盾就会越突出。然而，原先装火电的小碗，似乎盛不下新能源的大锅菜。
1、“留不住”的电
中国工程院院士杜祥琬提出，储能技术是未来能源系统具备柔性、包容性和平衡功能的关键节点——发了电，存不下来，效率再高也是浪费。
技术上看，目前用的最多的储能技术是抽水蓄能，也就是物理储能。数据显示，截至2020年，抽水蓄能在全球储能的装机占比仍高达九成。
现在比较火的锂电池，也就是电化学储能路线，占比约9.2%。相比传统的抽水蓄能，具有安装灵活、响应迅速、调节精准、建设周期短等特点。
数据显示，2020年，中国储能电池市场出货量为16.2吉瓦，同比增长71%，其中电力储能6.6吉瓦，占比41%。2019年5月至2020年7月，全球新增发电侧电化学储能项目113个，中国新增发电侧电化学储能项目59个，增速据世界前列。
中关村储能产业技术联盟秘书长刘为表示，据预测，保守场景下电化学储能的复合增长率会保持在57%左右，理想场景下会超过70%，即到2025年的储能装机总量将分别达到35.5GW和55.8GW。
而即使开足马力装机，仍难以满足需求，根本原因是配储成本太高，还不能满足新能源发电“长时储能”的需求。
新能源的特点是“靠天吃饭”，输出太不稳定。比如光伏一般是白天有电，到了晚上用电高峰时又没电了；风电站也经常出现连续数天大风或无风天气的情况。
根据专家分析，新能源发电可能会经历三个阶段，首先是调峰调频；当储能项目成本逐渐下降时，目的转变为搭配电力增加储能，增加消纳，比如光伏项目配置2-4小时储能来满足早晚高峰的用电需求平滑波动，以短时储能为主；当储能成本继续下降，可以直接安排长时储能，全天候发电。
业内人士表示，“长时储能”意味着一种理想状况——新能源发电24小时挂着“充电宝”，随便什么时候天公作美，就能将能量储存下来下次用。
梧桐树资本投资总监杨炯表示，“目前我国火电占全国总发电量的约70%，2030年火电发电占比需下降近20%，新增电量全部由清洁能源加储能替代，因此现在开始推广长时储能是合理的。”
2、买不起的“缓冲垫”
对储能的研究最早可追溯至18世纪80年代——意大利科学家发明了现代电池。此后，随着各国电力系统的构建完善，储能作为配套设施也随之发展。
上世纪60年代起，抽水蓄能进入高速发展期，美国、日本等发达国家成为建设抽水蓄能电站的先驱。进入90年代，中国等发展中国家开始大规模建设。
千禧年后，随着手机等消费电子产品产品的普及，锂电池行业得到高度关注。作为世界代工厂的中国，在这一阶段完成了锂电池正极、负极、隔膜、电解液四大主要材料环节的积累布局，涌现出一批具有全球影响力的隐形冠军。
2015年后，新能源汽车的崛起则进一步推升了这一趋势。
业内人士指出，事实上，新能源发电以前，储能行业收到的关注度并不高。“烧煤都是可以控制的，需要电的时候多烧点，不需要的时候少烧点，也不需要多高要求的储能囤电。”
2017 年，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》正式印发，这是国内支持储能产业的第一个综合性文件，提出了两点目标：先是商业化，再是规模化。
去年至今，作为推进“双碳”战略的重要配套设施，国家与地方层面密集发布了一系列关于新能源配储的指导意见，然而主动响应者寥寥。
据不完全统计，自2020年初至今年10月，已有新疆、山东、山西、宁夏、青海、内蒙古、湖南、贵州等十多个省份陆续发布了新能源强制配备储能的要求，大致包括“储能规模在项目容量的10%—15%”“连续储能时长2—3小时”等条款，同时也要求配备的储能设备需具备调峰能力，并与市场化项目同步建成并网。
“新能源配储”，就是指给不稳定的新能源发电厂“多配点电池”。比起只需要固定调频调峰能力的传统火电厂，在保证同等供电规模的情况下，新能源需要配更多的电池。
这事实上也是薄利的电厂最主要的成本之一。据天风证券测算，一个风资源相对较好、度电成本相对较低的风电项目，配储后的成本将增加30%—60%，而对于本身度电成本更高的风电项目来说，配储后度电成本很可能出现翻倍。对于一个装机达100余万千瓦以上的大基地项目而言，或需在配储上额外投入数亿。
“一方面要强制配储，额外投入很多钱；一方面又要平价上网，跟同行打价格战，资金压力很大。”业内人士无奈表示，“关键这个投入还是不带来收益的，只能变成固定资产折旧。”
3、他山之石——海外商业化探索
全球来看，美国、日本、韩国、欧洲和澳洲是主要电化学储能市场。其中美国电化学储能项目占全球项目总数高达44%，太阳能热发电熔融盐储能项目西班牙占28.5%，日本在电化学储能项目上占据7.7%。相比之下，我国在电化学储能项目上仅占全球总量的5.5%，是美国的1/8。
相较我国刚刚起步，海外储能市场的商业化早已比较成熟，于是至今仍保持高景气度与增长活力。兴起的关键在哪里？除了补贴政策，还有什么经验可借鉴？
图：欧洲各国均出台政策促进储能市场发展
分析观点指出，一大区别是，国外普遍采用“分布式光伏+储能”——鼓励用户在家中装机。而国内默认“储能是发电厂该解决的事”。
2011年至今，全球范围内已经有10余个国家或地区出台了分布式储能补贴政策，支持独立的家庭储能系统。从形式来看，主要采取提供“初装补贴”的方式，帮助减轻用户购买/租赁的压力，每套系统最高可以补贴六成。
另一个重要因素是，海外电力辅助服务市场发展较为成熟。
以德国举例，商业化的储能市场主要集中在电力辅助服务市场市场和户用储能市场，其中大型电池项目市场主体地位明确，独立于发电企业和输电企业，通过与政府、输电方、发电方、用电方建立合作关系，获取多方收益。
澳大利亚亦是，当地的霍恩斯代尔储能系统是目前全球最大的电池设施，由电站建设商 Neoen 负责运营，市场地位独立，该项目同时为发电、电网、用户多方提供服务，并按照服务效果拿到相应的收益，明确“谁受益、谁承担”的原则。
我国目前的机制是发电企业“既出钱又出力”。并网发电企业必须提供辅助服务，再从这些企业中收取一部分资金，加上一部分补贴，形成一个资金池。调度中心根据各辅助服务主体的绩效打分，来决定发电企业能从这个资金池中收回多少份额。
“独立储能，独立补贴是一个趋势，想要市场化必须理清主体责任，确立明确机制。”某电力业内人士表示，“现在的状态是，为了拿项目硬着头皮配储能，配了也不知道会不会调用，能不能拿到补贴。”
值得一提的是，动力电池作为目前最高效便捷，也最受关注的储能技术之一，具有模块化，响应快，商业化程度高的特点。我国在新能源汽车领域发展具有一定优势，产业链上下游环节都具有一定积累。有分析观点认为其商业运行模式值得参考。
“新能源汽车电池考虑的是动力和续航，跟电力企业还是差的比较远，只能说跟人们生活比较紧密，提前做了一波新能源的教育吧。”上述电力行业业内人士表示。
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尾声：市场化，路漫漫
目前，储能的经济性与应用需求的紧迫性之间仍旧存在着矛盾。
一方面，储能系统的成本仍高于传统动力设备，前期需要投入大量资金，建成后却几乎没有利润空间，甚至更容易导致亏本，于是参与者动力不足，市场化进程缓慢。另一方面，在能源转型的关键结点，对储能应用的需求日益迫切。
如何帮助电力企业找到盈利模式，引导储能行业市场化，成为亟待解决的难题。
在中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生看来，盈利点其实可以有很多：包括限电时段削峰填谷、优先调度带来的电量收益、降低被考核风险、减少火电旋转备用容量、电价收益、参与调峰调频辅助服务等。
“解决储能运行协同性和安全可靠性问题，需要在规划设计、运行维护、安全监控、检测维护等各个方面加以变革和调整，还要抓住标准化这个关键。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳如是说。
除了补贴以外，政府层面也正在进行更多尝试。
目前已有13个省份分别出台配置储能政策，细则上因地制宜，包括能源发展规划、电改电价、可再生能源发展、新能源汽车等。预计十四五末装机达到3000万千瓦，2030年装机需求突破1亿千瓦，有望超过抽蓄。地区正在进行的储能项目研究中，华北地区数量最多。
去年8月，国家发改委、国家能源局共同发布一份指导意见，指出我国电力系统综合效率不高，要促进各类电源互补互济，加强统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，因地制宜开展探索“风光火储一体化”“源网荷储一体化”实施路径。意在探索“共享储能”，提高消纳效率。
对此，林洋能源总经理方壮志在“十四五”储能产业发展论坛上，集中式共享储能具备六点优势，一是易于调度，二是质量可控，三是成本优势，四是投资回报可期，五是模式灵活，六是整合优化。
今年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。这一储能行业的利好消息再度拉起了一轮相关股票的行情，市场对此抱有诸多期待。
不过，业内人士表示，收益不确定、无配套政策和市场机制、安全隐患难消、行业洗牌尚未进行、与电网融合不明确……等等一系列问题依然是横亘在储能爆发式发展前的最大阻碍，短期仍抱有谨慎乐观态度，期待后续明确政策出台。
