2022年以來，儲能行業利好政策不斷，既有國家層面明確大力發展新型儲能電站，又有各省紛紛要求新能源強制配儲并給予儲能電站補貼。近日，又有兩個地方的儲能補貼政策落地。1月16日，重慶兩江新區管委會印發《重慶兩江新區支持新型儲能發展專項政策》，支持新型儲能發展；1月28日，江蘇省常州市出臺《推進新能源之都建設政策措施》，明確支持光伏等新能源與儲能設施融合發展。

在業內人士看來，新能源強制配儲政策并非儲能電站建設的唯一動力，但補貼在一定程度上確實會促進儲能產業的發展。今年，強制配儲政策依然是大型儲能發展的核心動力。受此驅動，今年儲能裝機量大概率會翻番。

補貼措施更明確 今年裝機量大概率翻番

記者梳理發現，截至目前，已有浙江、廣東、江蘇、四川、陜西、青海、重慶、安徽、湖南、山西等多個省市出臺了具體的儲能補貼政策，補貼形式有一次性補貼，也有按投資額比例、年利用小時數、實際響應與申報響應比值補貼等多種形式。例如，廣東佛山順德和肇慶高新均明確儲能補貼為一次性補貼。

在各地已發布的儲能補貼政策中，重慶兩江的補貼上限最高，該地按照儲能裝機規模補貼200元/千瓦時，最高為500萬元；廣東深圳和安徽合肥的補貼上限緊隨其后，為300萬元；江西的補貼方式則另辟蹊徑，該省對符合條件的鋰電企業給予上市獎勵。

除了補貼上限，各地儲能補貼具體措施也更明確。例如，今年1月28日，江蘇省常州市表示，對裝機容量1兆瓦及以上的新型儲能電站，自并網投運次月起，按放電量給予投資主體不超過0.3元/千瓦時的獎勵，連續獎勵不超過2年；成都市為年利用小時數不低于600小時的用戶側、電網側、電源側、虛擬電廠儲能項目提供230元/千瓦的補貼；西安市針對不低于1兆瓦時的光伏儲能系統，按照儲能設備實際投資額的20%進行補貼，最高50萬元；重慶則補貼電源電網側5%的投資，且最多補貼4年。

在中國能源建設集團廣東省電力設計研究有限公司儲能技術中心主任楚攀看來，近兩年，儲能行業的政策、市場、補貼等機制均在不斷完善，行業迎來了高速發展，2022年儲能裝機增量約是2021年的4倍。今年儲能裝機延續高倍數增長的可能性較低，但翻番是大概率可以做到的，今年大型儲能預計有25-30吉瓦時的裝機，工商業儲能裝機預計為5-7吉瓦時。

高于門檻配儲搶優質項目 政策仍是核心驅動力

目前，我國儲能補貼主要以用戶側為主，難以影響配儲比例。不過，儲能補貼會提升儲能的經濟性，有助于由之前的強制配儲向主動配儲轉變。

中關村儲能產業技術聯盟高級研究經理張興表示，強制配儲政策主要針對集中式風電、光伏電站。為解決新能源并網帶來的調峰、調頻等問題，各省根據實際情況制定了各自的強制配儲政策，這是電網的剛性需求。強制配儲政策是在我國電力市場不成熟、儲能無法通過市場完全收回成本的情況下的現實選擇，促進了儲能的快速發展，但也在一定程度上影響了新能源項目的經濟性和建設進度。地方政府給予補貼，會提高新能源企業配儲的積極性。

一位新能源電站投資方對記者直言：“由于新能源項目配套儲能的市場機制尚不完善，企業將配儲成本計入項目總成本，部分新能源項目的開發可能受到限制。所以，目前新能源項目配置儲能的比例主要是基于各地政府的政策要求，在滿足項目收益率要求的前提下進行投資開發。”

“各省要求的新能源配儲比例是最低的‘準入門檻’。企業的儲能配置高于政府設定的標準，可優先排隊爭取到新能源項目。企業不愿意配儲，一般會采用能拖就拖的策略。”某新能源企業負責儲能業務的人士對記者坦言，如果意在拿下項目，實際的配儲比例肯定要高于地方政府規定的標準。隨著電力市場建設加速，儲能的經濟性越來越好，企業更多是從長遠考慮，一般按20年規劃，先把并網點占上。例如，100兆瓦以上的儲能電站接入220千伏變電站，接入間隔是有限的，考慮到先到先得項目，企業出于先“占坑”的想法，實際的儲能配置往往高于地方政府設置的標準。

楚攀也對記者表示，隨著大型儲能電站規模的不斷增大，其接入電壓等級也不斷提升，而電力系統中能夠兼顧場址、裕量、收益的優質接入點是有限的，不是每一個變電站都有裕量去接入幾百兆瓦時的儲能容量。這也是現在很多大型儲能項目抓緊規劃、備案、做方案的原因所在。看好儲能的大型企業存在一定的“跑馬圈地”心理，就算一期項目不賺錢，也希望在二期三期賺回來。

“補貼并不能大幅提升甲方投資儲能的熱情。不過，新能源強制配儲政策依然是今年大型儲能發展的核心動力。”楚攀表示，“如果沒有強制配儲政策，不少儲能公司業績可能會劇減五六成，強制配儲政策是儲能行業快速發展的一個強大驅動力，從新能源自身的發電特點來看，這一政策的邏輯是通順的，應該可以長期存在。”

各方邊推進邊探索 收益渠道亟需完善

談及儲能企業的盈利情況，業內人士均認為，儲能行業商業模式薄弱，要健康高質量發展亟需完善收益渠道。去年，一部分獨立儲能企業參與了市場交易，可以從市場化角度獲取收益，而新能源配套儲能參與市場必須做技術改造，儲能可單獨計量、單獨并網之后，才能轉為獨立儲能電站參與電力市場，這在無形中增加了企業成本。

張興認為，發電企業之前不愿意配儲，是因為新能源參與電力市場的規模和力度較小，多數新能源配套的儲能無法參與電力市場。隨著儲能成本不斷下降和電力市場逐漸成熟，補貼也將取消，市場化是未來儲能發展的出路。“目前政策、企業、市場各方均是邊推進邊完善，肯定需要一個過程，大家都是摸著石頭過河。”

楚攀建議，儲能行業要實現健康發展，一要加快建設儲能企業的市場化收益渠道，并不斷豐富、穩定這些渠道。未來更多的省份將開通電力現貨市場，開通后應積極吸納獨立儲能電站參與市場交易。二是目前儲能電站參與電力輔助服務市場還比較困難，多數省份僅有頂層設計，缺乏執行細節。建議相關部門加大對儲能產業的支持力度，嚴格考核新能源強配儲能的執行力度，因地制宜制定可操作、可回溯、獎懲分明的市場細則。

“當前，由于配套儲能導致項目成本上升，同時儲能電站盈利模式暫未明確，新能源電站的收益出現一定下降。”一位新能源發電企業人士對記者表示，當前儲能行業的盈利模式主要有共享租賃、現貨套利、輔助服務、容量電價四類。儲能行業投資要想從當前的政策驅動逐步轉向商業投資價值驅動，需要因地制宜，探索形成符合當地能源結構特點和經濟社會發展水平的相對完善的市場機制。

上述新能源發電企業人士表示，對發電企業來說，強制配儲政策在一定程度上增加了建設成本，同時配建儲能的利用率較低。因此，建議首先要科學規劃新能源項目配置儲能的類型及規模，當前各地針對新能源項目強配儲能的規定往往是一刀切，未充分考慮各項目自然資源條件的差異性，一定程度上導致了儲能設備的浪費，項目沉沒成本明顯上升；其次，要加快構建合理的儲能電站盈利模式與運行策略，保障項目整體經濟效益；再次，建議引導和推進獨立儲能項目建設，鼓勵新能源項目通過儲能容量租賃的方式保證電網安全。獨立儲能電站的高效利用既有利于新能源項目開發建設的成本控制，也有利于推動儲能電站盈利模式的構建與完善。