题记：推行两年多，新能源配置储能正像一个循环往复的“死局”，身处其中，看不到来处，亦找不到去处。
新能源配置储能正有愈演愈烈之势，从配置比例到时长，从集中式到分布式，各地在“不上储能就不能发展新能源”这条思维惯性上一路狂奔，然而不断上涨的成本以及无法体现的商业价值，却让这种方式在行业中备受质疑。
投资商质疑的核心点来自于，付出高昂成本配置的储能却无法体现其所谓的调峰价值。这一问题的核心在于，已经投运的新能源发电侧储能大部分沦为“并网路条”。根据中电联调研数据，新能源配储能利用系数仅为6.1%。
从示范到普广，新能源配置储能轰轰烈烈推进了近两年，支持储能运行的市场电价机制迟迟未出台，但各地的配套比例却有大幅攀升的迹象，某地甚至提出了100%配套储能的方案。而与此同时，储能成本不降反升，也在大幅拉高新能源的投资成本。
调峰：谁之责？
新能源装机的快速提高，放大了风光发电的波动性。在传统能源可控可调可稳定的映衬下，于电网企业来说，新能源毫无疑问的成为了众矢之的。如果想要达到电网的要求，必须有调峰电源来匹配新能源的发展。
在可以用作调峰的电源形式中，火电灵活性改造正在被多个省份提上日程，抽水蓄能制定了大规模的发展计划也在快速上马，但在大部分省份，电化学储能依然是发展新能源的必选项。这其中必然延伸出一个问题，即谁来解决由此带来的发电波动性问题，其中的关键在于成本与责任，即配置储能的成本以及责任该由谁来承担，但不同站位上，企业各有说辞。
新能源投资企业认为，根据《电力法》规定，电网调度本身就是电网企业分内的事情；而根据《可再生能源法》，电网必须解决新能源消纳问题，电网公司通过让各地发改部门出文要求发电侧强配储能，或者以“路条”方式倒逼发电侧自己出承诺（自愿建）的方式将责任转嫁给新能源发电侧，这是不合理的。
在此前笔者采访中，某西北省份的投资企业提出了这一问题的关键所在，“配储能解决了波动性对电网的影响，但是所有成本由投资企业承担，资产归属权及由此带来的调度便捷性却是由电网公司享受，受益方是谁一目了然”。
但对于电网企业来说，导致电网波动性增大，且愈发不可控的根源来自于风电、光伏装机比例的提高，本着“谁带来的问题谁解决”的原则，新能源发电侧需要承担相应的成本与代价来解决由此带来的发电波动性问题。
归根结底，缺乏商业价值支撑的新能源配置储能，只是表面上的繁荣愿景，没有商业逻辑的支撑，谁都不愿买单。
算不过来的经济账
随着新能源配置储能的推进，行业发现，配置在场站侧的储能电站几乎成为了“摆设”。笔者在此前调研中发现，10%·2h的储能配比，某东部省份调用频率最高50%，这已经远高于行业平均水平，并且建立在该光储电站规模较大的前提下。
更多的储能电站调用频率几乎可以忽略不计，按照专业人士的解释，“参与电网调度，一般需要满足两个方面要求，一是储能电站的规模容量，二是设备参数以及响应速度等，包括一次调频、辅助服务跟踪计划出力、移峰填谷等，但主动权还在于电网”。
根据中电联调研数据，电化学储能项目实际运行效果较差，平均等效利用系数仅12.2%。其中新能源配储能利用系数仅为6.1%,火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户储能为28.3%。比较而言，新能源配储能利用系数最低，其运行策略最多做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。
显然，配置在新能源场站10-20%的储能电站基本相当于摆设，大部分仅是作为新能源项目开发“路条”存在。相比之下，独立储能由于其规模优势、便于调度等特点开始受到青睐，各地也在纷纷启动示范项目。
然而，独立储能模式的推进亦不乐观。根据储能与电力市场跟踪，上半年已有实质性进展的独立式储能项目大多来自已经启动年度储能示范项目申报的地区，例如山东、湖北、山西、宁夏、浙江、河北、湖南等地。从这些进展较快的省份来看，独立储能的经济账依然岌岌可危。
根据储能与电力市场测算，以山东为例，2021年示范项目时期，独立储能电站调峰补偿0.2元/kWh，保证调用时长1000小时/年，全年可获得补偿2000万元。
山东平均两小时最高电价约0.7元/kWh左右，平均最低电价是约0.1元/kWh左右，在考虑储能充电时需要承担的容量电价(0.0991元/kWh)，以及现货交易规则下的一些附加成本（约0.02元/kWh）,一个2小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为0.5元/kWh左右。以85%的循环效率，全年运行330天，每天一次充放电循环计算，全年可获得的现货市场收益约为2480万元。考虑到储能运营等因素，全年现货市场价差收益约为2000万左右。
对比之下，100MW/200MWh的独立储能电站，投资总额接近4亿元。根据某投资企业山东独立储能示范项目的运营经验，为保证项目不亏损，该电站全年需要取得的收益水平为6000万元以上。
如何看待储能？
新能源配套储能从试点到全面铺开，已经推进了两年多的时间，但站在不同的角度，储能之于新能源发的价值仍然观点不一。除了经济账上的入不敷出，更多的焦点聚集在新能源配套储能本身价值的讨论上。
“新能源配套储能完全是一种社会资源浪费，从集团层面来看，我们不会主动大规模推进电化学储能的应用”，一位央企相关负责人明确表示，在他看来，储能与抽水蓄能的定位尚不明确，一方面，从动机来看，各地政府强推新能源配储能也意味着这一模式尚无明确的盈利方案，“否则不需要强行要求”；另一方面，从电力运行本质来看，新能源发电侧配置储能尤为鸡肋，无论是调峰还是消纳来说，效果并不明显。
另一方面，从国有企业来看，是否大规模启动储能投资还在于集团内部发电资产的配置。其中，某拥有火电资产的投资企业认为，作为调峰电源来说，火电仍是最优解，相比之下，无论是抽水蓄能还是电化学储能都略显鸡肋；而一部分没有火电或者水电资产的投资企业来说，对于电化学储能与抽蓄的投资动力更为充足。无论是出于发电侧要具备调峰能力的政策背景还是将其作为新能源开发“路条”因素的考虑，这些投资企业都在积极的布局电化学储能。
不过，令行业无奈的是，对于需要提高新能源装机目标的投资企业来说，这是“强制”要求，并没有plan B可选。
对于新能源配套储能的市场价值，奇点能源提出了几点建议。
一是落实电力运行“两个细则”中关于新能源的并网运行要求，包括对新能源功率预测、波动控制、调节能力等。“两个细则”考核从电力系统整体最优出发，制定适应新能源运行的各项规则，促使或者说“迫使”新能源自己决策通过最经济的手段满足电网运行要求，配置一定比例的新型储能来提升频率、功率控制等能力，通过该方式能促进新能源配储能的合理有效发展，也降低新能源发展的成本。
二是继续健全现货市场和辅助服务市场。现货市场和辅助服务市场反映的是电力系统调节能力的稀缺性，健全现货市场和辅助服务市场，对配置的储能形成了一定的成本回收机制（需要指出的是，由于储能成本过高，该方式当前也仅能部分回收储能的成本），能一定程度提高新能源配置储能的主动性。
事实上，两个细则考核与现货市场给新能源上网电价带来的影响正在行业中迅速延伸。笔者在此前曾详细阐述，在现货交易以及两个细则考核等多重因素影响下，山西有补贴光伏电站上网电价尚不足0.2元/度。
“如果想要从根本层面破局，技术手段仍然是关键，比如通过配置高比例的储能，让光伏发电曲线进一步与负荷相匹配”，一位山西投资企业相关负责人也坦言，问题在于以目前峰谷电价差尚不足以支撑储能投资。即使省间交易，光伏发电一样面临与负荷不匹配的问题，光伏发电的波动性会使外送通道在夜间面临空运的情况”。在这种情况下，能否体现出储能的市场价值，还有待政策的进一步引导。
很显然，新能源配置储能，无论是从技术上还是市场规则上，仍旧没有能够支撑项目持续运营的模式出现。可以明确的是，新能源强配储能，虽然使得储能设备出货快速提高，然而看不到发展逻辑的“繁荣”，在仅仅被视为并网的“路条”的前提下，这种模式注定是无法持续发展的，这亦不是一种合理的发展之路。
