智氪·新能源 | 储能，新能源的又一个「扛把子」( 三 ) 文|范亮编辑|黄绎达过去

另外，从初始投资成本（购置支出）的角度来看，建设一个抽水蓄能电站的初始投资成本动辄数亿甚至数十亿，而电池储能却可根据需求灵活安排规模大小，也可以吸引更多的社会资本参与。
因此，应用场景更加灵活、度电成本仅次于抽水蓄能的电池储能，就成为了未来储能的主力。当然，短期内抽水蓄能仍将在储能市场占据重要地位。
“刚需”下的商业化困境
储能长期的空间是确定的，但短期的起步却是艰难的。作为绿电的刚需配套，储能目前主要还是一个成本项目，而非盈利项目。
在我国的电力系统中，尽管储能可灵活参与从发电侧到用户侧的各个环节，但资本进场的意愿并不强。
图：储能参与电力系统的方式资料来源：36氪整理
对发电侧而言，我国强制性要求风电和光伏项目按装机量配置一定比例的储能系统，这是储能市场目前主要的需求来源。
随着配置比例越来越高，电站的成本压力也日渐沉重。成本压力传导至下游，也会打击消费者对使用绿电的积极性。
根据天风证券测算，假设一个日均有效发电时间为3.8h的光伏电站，按常规10%的装机比例配置2小时的储能项目（相当于电站总发电量的5%），那么将储能成本分摊至光伏电站发出的每度电中，将会使光伏每度电成本增加0.03元（约10%成本增幅）。而2022年，山东枣庄的电站项目配储比例甚至已达到30% ，最高配储时长达到4小时。
对电网和用户侧而言，社会资本可自愿购买电池储能系统，在电力市场通过参与调峰、调频获得补偿收益，也可以通过峰谷电差套利。
但是，目前盈利模式还没有完全走通。
图：独立储能获利方式资料来源：36氪整理
成本方面，根据前文的数据，独立储能的生命周期度电成本约为0.67元/kWh 。如果该项目要实现盈利，那么独立储能项目参与调峰的补偿、以及峰谷电价差就要超过度电成本。
收入方面，根据天风证券测算，目前仅广东和天津等地的调峰补偿大于0.67元，也就是说，在大部分省份，独立储能参与调峰的收益不足以弥补成本。而在峰谷电差套利方面，也仅有北京等少数地区可实现项目盈利。
而要在电网和用户侧引导社会资本自愿参与储能市场，减轻发电侧的配储压力，就必须要让社会资本“有利可图” 。也就是说，储能项目要实现商业化，才可以在电网侧和用户侧得到更广泛的应用。

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图：各省调峰补偿价资料来源：天风证券， 36氪整理
政策在持续加码
对于目前独立储能参与电力市场的困境，各地也已经开始积极进行政策支持，如提高调峰补偿价格、提高峰谷电价差等。
例如， 2022年5月4日发改委在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》特别指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
过去独立储能通过峰谷价差参与电力市场时，其从电网购电的价格，主要由上网电价+输配电价格+政府性基金及附加等构成。
根据中泰证券统计，输配电价和政府性基金及附加合计占购电价格的比例超过30% ，以江苏省为例，上网电价、输配电价、政府性基金及附加分别为0.4594、0.2110、0.0294元/kWh ，输配电价及政府性基金占用电价格比例为34.35% 。
若储能购电时不承担输配电价和政府性基金及附加，这一规定将大幅降低储能充电成本，提高峰谷电价差收益。