新能源配储“建而不调”，瓶颈不仅仅在电网(2)

在张剑辉看来，同质化问题本身是可以有解的。“对于储能厂商来说，有效容量不足，就要去提高有效容量，衰减快就要去减少衰减，风电需要什么样的储能、光伏需要什么样的储能、新能源配储需要什么样的储能、什么样的储能更容易遭电网调度，这些都是能够做出差异化来的。”

然而，在强制配储的政策下，国内大大小小6万多家储能企业中，很少有企业能够潜下心来、长周期去开展技术研发并升级产品。

过去两年中，大量企业一窝蜂在一级市场快速融资，然后在资本野蛮助力下，不断采用扩产、降价来抢市场，储能电池一年多时间从1.5元/Wh“卷”到了0.5元/Wh左右。这些储能企业打的算盘是，迅速做大规模、占领市场后，在IPO盛宴中去实现资本“回血”。

这一“怪现状”，导致了储能产品质量堪忧。甚至在去9月，备受资本追捧的某知名储能企业陷入产品质量风波，网传其4.5吉瓦储能电芯遭业主方退货，“退了八个仓库的货，价值20亿元”。

另据不完全统计，2018年至今，全球已发生了40多起储能电池爆炸起火事件，暴露出储能电池产品存在安全可靠性不足、安全管理措施不到位等严峻问题。

储能出现的安全问题，根源在于“劣币驱逐良币”。价格卷到极致，偷工减料在所难免，“一分钱一分货”的道理都懂。

不仅仅在储能电芯制造端，储能电站业主方也出现了类似问题。

“我们在西北的一个光伏项目，按照当地要求配置了储能电站，我们仅仅是为了顺利并网发电。”某电力央企旗下新能源公司的高管介绍，这相当于配置储能成了新能源项目并网发电的“路条”，“新能源企业配置储能，往往选择能拖就拖”，“储能电池价低者得、以次充好现象普遍”，“反正建了也不用，就买个最便宜的产品”，这样的做法比比皆是。

建设单位为了抢占资源，更关注的也是项目能否通过并网验收，配建储能的应用效果在其次。那么，谁来对配储系统长达10～15年的运营效果及收益负责呢？

储能行业健康发展的根本，是所有厂商把心思花在加大研发力度、技术爬坡上，不断提升储能产品的性能。但在目前激励扭曲、“劣币驱逐良币”的大环境下，储能重回良性发展的道路并不容易。

新能源配储要想逐步提高利用率，也并非完全没有路径可循，这首先就要对新能源配储的功能进行清晰定位。

新能源强制配储政策可以追溯到2017年，最早始于青海。当年，青海要求列入规划年度开发的风电项目按照10%比例配套储能。其后，这一政策在各地落地执行。在彼时新能源比例很低的时候，新能源配储效果尚可。

但现如今，新能源装机已经突破了10亿千瓦，给规模如此之大的新能源做调节，储能就有点力不从心了。

那么，储能的价值到底是什么？充当风电光伏的“充电宝”，把弃风弃光都收集起来并于用电高峰时候放出来，这是人们对新能源配储最为普遍的期待。

不过，正如多家电芯研发企业所公认的，锂电储能目前尚处在技术爬坡的初级阶段，它还做不了那么大规模风电光伏的“充电宝”。目前更靠谱的是，做调频。

投运满1年电站平均运行情况（来源：第二届新能源电力发展论坛）

根据行业专家的数据，目前用户侧储能的利用率是65%，比用户侧储能利用率还要高的，是火电厂配备的储能（见上图）。火电配储的定位并不是充当“充电宝”，而是要为火电调频。

那么，新能源配储的作用，是不是也可以分步实施？首先是发挥其对电力系统频率支撑的功能，然后在储能技术日益成熟后，再去逐步实现新能源配储的“充电宝”功能。

无论是稳定电网、提升系统韧性，还是远期的风光新能源“充电宝”，要真正发挥新能源配储的作用，背后都要有电价机制相配套。

在第12届储能国际峰会主旨演讲中，舒印彪院士建议，制定新型储能调度运营的规则和标准，同时还要完善新型储能参与电力市场的运营机制，加快现货市场的建设，完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场的有关细则，适度拉大峰谷价差，让新能源配储能够赚取到合理的电价价差。

只有合理的电价机制，融易新媒体消息，电化学储能电站才有经济性，行业才能良性发展。

工商业光伏配储，是最能够算得过来账的。以浙江为例，浙江电价峰谷价差达到了0.95元，工商业光伏配储能够两充两放，赚取合理收益。相比浙江的两充两放，目前新能源配储只能是一充一放，且集中式新能源参与电力市场的电价基本锁死在0.3元/度左右，新能源配储赚取峰谷价差的空间极为有限。