儲能是能源產業版圖的要塞，也是當前最為薄弱的一環。儲能興，新能源電力系統繁榮可期。

新能源具有天然的波動屬性，新能源配套儲能雖不能改變新能源的基因，但可以改良新能源的功率輸出秉性。從經濟學的維度講，新能源投資儲能也是為給電力系統帶來的負外部性買單。癥結在於儲能投資如何收回，儲能技術是否安全無虞，儲能成本是否能快速下降，新能源企業如何創新產業形態、構建新的商業模式，如何界定儲能投資的邊界。

國內新能源規模化發展近15年以來，財政補貼、國家規劃等政策紅利是行業發展的主要驅動力，另一方面電網系統、火電企業、終端消費者亦為新能源發展做出利益讓步。新能源從發展之日起即含著金湯匙，平價新生態下則需要不斷翻越一個又一個新山丘。

儲能商業模式探路

從現有的商業模式看，新能源配儲能專案價值創造的路徑包括：（1）參與調峰、調頻等輔助服務，獲得輔助服務補償，（2）減少棄風、棄光電量，增加電費收入，（3）減少電網費用考核，（4）參與電力市場交易獲得電價收益，（5）其他。

按照上述盈利模式的確定性排序，輔助服務收益>棄風棄光電量收益>減少電網費用考核>其他。

其中，新能源配儲能參與電力系統輔助服務是收益最為確定的模式。當前，已有16個省區釋出了調峰輔助服務補償機制，儲能電站可以為電力系統執行提供調頻、調峰、調壓、備用、黑啟動等輔助服務，並獲得相應補償收益，補償收益在0.5元/千瓦時。

2019年6月，國家能源局西北監管局釋出《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，明確在電網需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優先消納風電、太陽能發電。2020年5月26日，新疆發改委印發《新疆電網發電側儲能管理暫行規則》，對根據電力排程機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。

從儲能電站的應用看，青海共享儲能專案魯能海西50MW/100MWh儲能電站是一個樣本，該專案2019年6月18日正式試執行，至2020年7月，累計充電電量2815萬千瓦時，獲得調峰費用1564萬元，單價0.56元/千瓦時。

按照儲能電池全生命週期充放電次數至少6000次匡算，儲能電站需要與電網公司協調，保證每天至少兩次滿充滿放。

但在實際執行過程中，存在新能源儲能排程權被電網公司管理，無法與新能源電站聯合排程的狀況、新能源開發商無法獲得輔助服務收入，產生收益不穩定隱憂。

新能源配儲能的另一商業模式，是透過儲能減少棄風電量，在非限電時段放電，或者就地消納。這種模式適用於上網電價較高、棄風棄光率高的區域，隨著新能源平價上網程序加速，依靠棄電獲得投資收益的難度越來越大。

電網考核費用的減少是儲能的新價值體現。目前，根據電網企業“兩個細則”（《發電廠併網執行管理實施細則》、《併網發電廠輔助服務管理實施細則》）要求，新增對風電場、光伏電站一次調頻、虛擬慣量響應功能考核標準。新能源透過配置儲能，可以相應減少電網考核費用。

除此，新能源配儲能可以透過電力市場交易獲得電價收益，但此種模式下電價波動、電量需求大，專案收益不確定性也增加。此外，新能源儲能電站可以探索與使用者服務、充電樁、綠證交易等模式融合，向下遊應用端延伸。

但是，需要注意的是儲能系統在同一執行時刻，商業模式只能取其一，二者不能兼得。故此，專案投資經濟測算需要兼顧不同執行模式，專案現金流流入需要根據不同場景進行測算。

嚴控儲能投資經濟性邊界

在現有的商業模式下，新能源配儲能的經濟性對投資成本的敏感程度更高。儲能專案的成本高低取決於兩個方面，一是新能源儲能配比，二是儲能工程系統造價。對於能源基礎設施而言，專案投資回收週期在七年之內，則具有較好投資價值，可以滿足8%左右的專案內部收益要求。

對於新能源配儲能的合理比例，中國電建西北勘測設計研究院認為，從經濟角度考慮，為平抑新能源出力的短時波動，儲能容量可按新能源裝機規模10%，儲能時長可按0.5h~1.0h設計。

目前，從各地對新能源儲能專案的要求看，儲能配比在10%-20%之間，儲能時長為1小時~2小時，高比例儲能配比加大了投資回收的壓力。

從儲能成本構成看，儲能電站主要有三部分構成，儲能電池系統、儲能功率變換（PCS）及升壓系統。其中，儲能電池投資佔比最高，在60%左右。儲能系統成本已經從年初2元/wh，下降至當前的1.5-1.6元/wh。儲能成本下降的重心仍在儲能電池，降低儲能電池成本則需要在電芯低衰減、長壽命（1萬次以上）、高儲存效率（>98%）等技術維度進行攻關，同時減少專案用地成本和運維成本。

按照成本下降的學習曲線，理想的儲能成本下降路線是，到2025年電池系統成本降至當前的50%，儲能規模翻倍，儲能系統成本下降至0.8元/wh左右。在技術進步的驅動下，成本下降的斜率或許會加速。