今年1至7月，全國可再生能源新增裝機6502萬千瓦，占全國新增發電裝機的77%；全國可再生能源發電量1.52萬億千瓦時，占全國發電量的31.8%。

據業內專家介紹，當風電、光伏發電等間歇性可再生能源占比在15%到25%之間時，就會對電網安全性和穩定性帶來較大沖擊；占比在25%到50%之間，對電網解決高比例新能源消納能力和穩定性都將帶來更多挑戰，需要配置儲能以應對電源端和負荷端的隨機變化。

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新華財經調查發現，真正實現儲能商業模式的突破，還需要在并網與調度、電價、虛擬電廠、共享儲能和獨立儲能運營等方面進一步探索。

新能源企業配儲“經濟賬”難算

“在今年迎峰度夏能源保供的關鍵期，我們的新型儲能電站發揮了大作用。”國網常州供電公司電力調度控制中心副主任陳輝說，這也是江蘇新型儲能技術參與電網柔性調節的新實踐。

記者從國網江蘇省電力有限公司了解到，隨著當地新能源快速發展，江蘇電網對儲能的需求日益增加。目前江蘇電網不參與調峰的清潔能源裝機超過3000萬千瓦，占比約30%；同時，江蘇電網日最大峰谷差達2900萬千瓦，占火電裝機的30%。

據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會不完全統計，截至目前，今年所投運的新型儲能項目共有102個，總裝機容量966兆瓦。其中，電化學儲能項目共94個，裝機容量881兆瓦，占總裝機容量的92%。而根據國家能源局此前公布的數據，截至2021年底，我國新型儲能規模超過400萬千瓦。兩組數據對比之下，儲能增速之快可見一斑。

然而，蓬勃增長的數據背后，產業發展仍存難題。

“這就好比家里算賬，總要有‘進項’和‘出項’。對于很多新能源企業來說，配儲面臨的問題是只有‘出項’，沒有‘進項’，儲能現階段只是作為一個成本項存在。”湖北億緯動力有限公司副總裁陳翔坦言。

而近兩年原材料價格持續走高，讓這個“出項”的成本不斷上行。“儲能各技術路線不同，成本也不一樣，受電芯及原材料上漲等因素影響，目前我國電化學儲能系統成本上行至1.6元到1.9元每瓦時，儲能電池及系統企業毛利率普遍大幅下滑。”劉勇說。

新型儲能龍頭企業寧德時代此前發布的中報顯示，今年上半年，公司儲能系統毛利率為6.43%，比上年同期減少30.17%。以碳酸鋰為代表的原材料價格大幅上漲，對公司成本形成較大壓力。

而據業內人士測算，當我國電化學儲能系統成本每瓦時1.8元時，電池單次循環成本約為每千瓦時0.7元，這意味著峰谷價差在每千瓦時0.7元以上，配儲才有利可圖。

此外，“電化學儲能的壽命是一般為10年，跟光伏電站25年左右的壽命是不匹配的，如果光伏電站和儲能電站是同期開工，我們會面臨電池部分更換或者全部更換的問題，這也會抬升成本。”天合光能股份有限公司儲能技術創新委員會委員趙香花說。

商業模式困局尚待多點突破

陳翔認為，要算好儲能的“經濟賬”應該從新型電力系統的角度去綜合考慮，計算儲能帶動新能源項目落地并網給企業及電力系統帶來的綠色價值。通過技術創新和產業協同，降低儲能系統全生命周期的使用成本。

此外，技術革新在推動儲能多元化發展的同時，也在降成本方面發揮著越來越大的作用。以江蘇省為例，陳輝介紹，相比于電池儲能，壓縮空氣儲能具有容量大、壽命長（約為電池的3倍）、安全性高、全生命周期單位容量投資低（約為電池的1/3）的優勢，且沒有后續處理的環保問題。江蘇省擁有豐富的鹽穴資源，主要分布于金壇和淮陰。金壇地區鹽穴資源理論上可以建設4000兆瓦壓縮空氣儲能電站。因此當地選擇壓縮空氣儲能這一技術路線。

中國電力建設集團有限公司首席技術專家彭程認為，要推動新型儲能規模化大容量發展。新型儲能尚處于不斷探索創新階段，在以科技創新推動降本增效的同時，應關注應用場景。新型儲能的分布式發展主要適用于終端用戶側，形態分散、體量較小、積小成多、改善需求特性，強化需求側響應和管理。伴生新能源基地式集約開發和快速發展要求，規模化的壓縮空氣儲能、有安全保障的電化學儲能集中式布局以及共享儲能商業模式等將是供給側新型儲能高質量發展的基本路徑。此外，儲氫（氨）、儲熱（冷）等非電儲能方式，在突破技術瓶頸后，也有望創造儲能行業新業態。

“總體來看，目前我國儲能商業模式主要依靠峰谷電價差獲利。其他商業模式仍在積極探索中，只是在區域性地方示范項目運行中通過容量電價和現貨市場方式獲取一定盈利空間。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇說。