当前我国储能正呈快速多元化发展趋势。与此同时，成本高企、缺乏可持续商业模式仍是困扰行业的主要难题。新能源配储能“经济账”应该怎么算？记者近期对此展开调查。

储能正从电网“可选项”变为“必选项”

“在今年迎峰度夏能源保供的关键期，我们的新型储能电站发挥了积极作用。”国网常州供电公司电力调度控制中心副主任陈辉说，这也是江苏新型储能技术参与电网柔性调节的新实践。

他口中的储能电站是指江苏金坛盐穴压缩空气储能电站。这座储能电站的一期工程于今年5月26日正式投运，发电装机容量6万千瓦，储能容量30万千瓦时，能够为金坛本地电网的高峰支撑1/20左右的尖峰负荷，为电网低谷调峰做出6万千瓦的贡献。

记者从国网江苏省电力有限公司了解到，江苏电网日最大峰谷差达2900万千瓦，占火电装机的30%。而江苏电网目前不参与调峰的清洁能源装机超过3000万千瓦，占比约30%。新能源的快速发展以及电网安全稳定运行的需求使得储能的重要性日益凸显。

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇等业内专家介绍，当风电、光伏发电等间歇性可再生能源占比在15%到25%之间时，就会对电网安全性和稳定性带来较大冲击；占比在25%到50%之间，对电网解决高比例新能源消纳能力和稳定性都将带来更多挑战，需要配置储能以应对电源端和负荷端的随机变化。

江苏电网对储能的需求是全国电网的一个缩影。国家能源局数据显示，今年1至7月，全国可再生能源新增装机6502万千瓦，占全国新增发电装机的77%；全国可再生能源发电量1.52万亿千瓦时，占全国发电量的31.8%。

随着需求快速增长，储能发展也步入“快车道”。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会不完全统计，截至目前，今年所投运的新型储能项目共有102个，总装机容量966兆瓦。其中，电化学储能项目共94个，装机容量881兆瓦，占总装机容量的92%。而根据国家能源局此前公布的数据，截至2021年底，我国新型储能规模超过400万千瓦。两组数据对比之下，储能增速之快可见一斑。

新能源企业配储“经济账”仍不好算

然而，蓬勃增长的数据背后，产业发展仍存难题。

记者调查了解到，许多新能源企业配储能是迫于地方政府强制配储的要求，为了让旗下的新能源项目能够顺利落地。“我要配储”的意愿不强，也缺乏确保储能电站和电网有效对接的积极性。

“这就好比家里算账，总要有‘进项’和‘出项’。对于很多新能源企业来说，配储面临的问题是只有‘出项’，没有‘进项’，储能现阶段只是作为一个成本项存在。”湖北亿纬动力有限公司副总裁陈翔坦言。

而近两年原材料价格持续走高，让这个“出项”的成本不断上行。“储能各技术路线不同，成本也不一样，受电芯及原材料上涨等因素影响，目前我国电化学储能系统成本上行至每瓦时1.6元到1.9元，储能电池及系统企业毛利率普遍大幅下滑。”刘勇说。

宁德时代此前发布的中报显示，今年上半年，公司储能系统毛利率为6.43%，比上年同期减少30.17%。以碳酸锂为代表的原材料价格大幅上涨，对公司成本形成较大压力。

据业内人士测算，当我国电化学储能系统成本每瓦时1.8元时，电池单次循环成本约为每千瓦时0.7元，这意味着峰谷价差在每千瓦时0.7元以上，用户侧配储才有利可图。就新能源企业而言，若按15%配储，意味着发每度电增加了1毛钱成本。

此外，“电化学储能的寿命一般为10年，跟光伏电站25年左右的寿命是不匹配的，如果光伏电站和储能电站是同期开工，我们会面临电池部分更换或者全部更换的问题，这也会抬升成本。”天合光能股份有限公司储能技术创新委员会委员赵香花说。

商业模式困局尚待多点突破

陈翔认为，要算好储能的“经济账”，应该从新型电力系统的角度去综合考虑，计算储能带动新能源项目落地并网给企业及电力系统带来的绿色价值。通过技术创新和产业协同，降低储能系统全生命周期的使用成本。

以江苏省为例，中盐金坛公司总矿长徐孜俊介绍，相比电池储能，压缩空气储能具有容量大、寿命长（约为电池的3倍）、安全性高、全生命周期单位容量投资低（约为电池的1/3）的优势，且没有后续处理的环保问题。江苏金坛地区盐穴资源理论上可以建设4000兆瓦压缩空气储能电站，而全国目前已利用的盐穴40多个，仅占总量的0.2%，可利用空间巨大。金坛盐穴压缩空气储能试验示范项目的成功投运，标志着技术革新让储能多元化发展成为可能。

中国电力建设集团有限公司首席技术专家彭程认为，要推动新型储能规模化大容量发展。新型储能尚处于不断探索创新阶段，在以科技创新推动降本增效的同时，应关注应用场景。新型储能的分布式发展主要适用于终端用户侧。伴生新能源基地式集约开发和快速发展要求，规模化的压缩空气储能、有安全保障的电化学储能集中式布局以及共享储能商业模式等将是供给侧新型储能高质量发展的基本路径。此外，储氢（氨）、储热（冷）等非电储能方式，在突破技术瓶颈后，也有望创造储能行业新业态。

“总体来看，目前我国储能商业模式主要依靠峰谷电价差获利。其他商业模式仍在积极探索中，多是在区域性地方示范项目运行中依托容量电价和现货市场方式获取一定盈利空间。”刘勇说，要真正实现储能商业模式的突破，还需要在并网与调度、电价、虚拟电厂、共享储能和独立储能运营等方面进一步探索。