这两天，我们能源行业迎来几件大事：一个是SNEC第十六届(2023)国际太阳能光伏与智慧能源大会暨展览会在上海举办，如果你在现场，也能看到湘能楚天的身影；另一个是日前在杭州召开的国际储能大会，两场行业盛事都可以用场面火爆形容，而在现场尤为火爆的，当推其中的“储能”话题，一个月前，在北京举办的第十一届储能国际峰会，火爆程度更是历年之最。

(一）争议伴生下的储能向何处寻路

随着新能源产业加速向前，作为给风、光发电“保驾护航”的储能产业正迎来爆发期。有数据统计，截至目前，我国涉及储能产业的注册企业已超过8万家，到2025年新型储能的产业规模或突破万亿大关，到2030年预计接近3万亿元。国家层面的鼓励政策，也是层出不穷，光是2022年，国家出台的相关政策就包括：2022年1月29日，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》；2022年5月24日，国家发改委、国家能源局综合司联合发布《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》等，政策目标无不指向推动储能产业的高质量发展。

伴随着产业的“加速向前”，关于储能的质疑其实也从未停歇过，尤其是关于新能源强制配储的合理性，更是关键的争议点。抛开碳中和、环保等宏观因素不说，在新能源迎来大发展的背景下，充当发电侧和用电侧之间“缓冲垫”的储能，能很好地解决新能源发电固有的随机性、间歇性和波动性特点所导致的不稳定问题，使得新能源发电曲线更为平滑，输出更为稳定、可控。那么，为什么还会有如此大的争议？在争议之下，储能产业的明天是否还值得期待。

回归到问题本质来说，显然不是储能本身不好，而是商业逻辑之下的产业困境。首当其冲的是产业本身的“技术”问题——在规模提升的同时，储能利用率表现却不尽如人意。根据中电联调研数据，电化学储能项目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%。显而易见，新能源配储能利用系数最低，整体调用情况较差。

(二）楔入市场基因激活发展潜力

这个看似“技术”问题，其本质又还是要回归到产业政策和环境问题。就产业政策而言，一方面是国家要求新能源项目强制配储，2021年7月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”地方政策一般按照5%-20%的不同比例，截至目前，已有超过23个省市区发布相关政策。

另一方面是电网侧储能技术需要满足大容量、高效率、长寿命等要求，进而需要较高的研发投入，而这些成本都需要电网侧承担，叠加电力系统的负荷和电量波动性较大，用户需求的不确定性导致储能系统的运营成本和风险增加。另外，由于电力市场不完善，电价受到政策等因素影响，电网侧储能无法通过提高价格把储能成本传导至用户侧，尤其是伴随着平价时代的到来，这种价格压力会传导更为强烈。因此，能源企业对于储能项目应用意愿不高。但困于部分地区将配置储能作为新能源项目立项或并网加分项，甚至出现以储能作为新能源项目开发“路条”的现象，不得不配建储能。

如此之下，一边是能源企业希望政策发生转向，不再强制配储，另一边是储能产业发展又需要配储的进一步向前，那么，出路到底在哪？有行业专家指出了方向：强制配储本质上是一种计划手段。只有建立成熟的市场机制，才能实现多方共赢。那么，如何探路市场机制？应该是这是当前顶层设计和市场都需要精进的地方。在顶层设计或者说产业政策设计层面，强制配储的语境正在松动，从原先的强制，正在逐渐转为鼓励。此外，从资源配置的规律来说，要刺激储能产业的发展，关键是要按照谁提供、谁获利；谁受益、谁承担的原则来实现。

(三）政策加持持续输出利好消息

众所周知，储能在电力系统及辅助服务等不同环节，会产生不同的应用价值，包括容量价值、功率价值、备用价值等。在此过程中，储能可以通过峰谷套利、基本容量、辅助服务（调峰、调频、黑启动）、需求侧响应等方面获取收益。有地方已经据此探索出“一次调频+现货”的模式，这无疑提供了非常积极的参考。这也要得益于国家顶层设计层面的积极推动，2022年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，首次在全国层面提及推进电力现货市场，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。与此同时，2022年，各省已开始尝试推出容量补偿政策。可以说，随着电力现货市场的发展和容量补偿规则的完善，储能项目逐步开始获得 “保底收益”，增加了储能项目收入获取渠道，有助于促进储能行业健康发展。

我的上一篇文章关注到输配电价改革，回顾一下，此次改革至少将带来三大利好，一是使输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件；二是使输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，清晰反映电力系统调节资源费用；三是使激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性和稳定性。这三大利好，将意味着对储能行业带来持续利好，尤其是对电力现货市场的刺激，将是直接且持续的。

可以预见的是，2023年应是储能产业“狂飙”之年，有数据显示，2023开年以来，产业链上下游就已经有近二十家企业宣布最新储能项目建设规划，更有力的数据是，2023年1-2月33个储能中标项目规模已超5.56GWh。相较去年同期，储能中标规模增长超10倍。随着更多地方实施细则的进一步出台和实践经验的积累，储能原本较为单一的收益模式将得到有效扩充。在储能盈利空间扩大的同时，企业投资储能、使用储能的积极性也将被调动。总而言之，2023年的储能产业值得期待。