據記者統計，截至目前，已有17省份下發配儲要求、12省份將“光伏+儲能”寫入“十四五”規劃。有專家提出，現在風光儲模式促進了儲能產業規模的快速增長，但是現階段，絕大多數的新建風光發電側項目屬于強配儲能，缺乏合理的商業模式和價格傳導機制，或引發無序競爭。

“能算清楚經濟賬”

現階段，儲能并不是唯一的新能源輔助項目，為追求經濟性，企業極有可能采用火電調峰，且新能源企業并不是儲能電站建設唯一的受益主體，權責并不對等。

此前，國家發改委發布的《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》）提出，2021年新能源的指導價統需籌考慮2020年各地燃煤發電基準價和市場交易平均價分省確定，但基本每個省份的指導電價都低于標桿火電電價。

有專家提出，我國儲能行業的從業者大多是中小型企業，沒有摸索出適合自身發展的市場機制和商業模式。同時，電力輔助服務市場補償機制同樣欠缺，比如設備廠商為取得訂單基本上是進行墊資建設。配儲就意味著成本增加，利潤減少，《征求意見稿》的發布，讓部分業內人士擔憂，會否減少資本對儲能的投資？

中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎認為，儲能企業并不需要存在這樣的擔心。“強配儲能會明顯拉動儲能新增裝機量，不加儲能就拿不到并網資格，有實力的新能源企業能夠算清楚經濟賬，主動選擇配置儲能。”

一位儲能專家認為，“對于新能源企業來說，更重要的是如何將配儲成本傳導出去，增加自身收益。”

不過，中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華認為，現階段第三方產業資本很難直接面對儲能，儲能機組的快速增長與過分強調經濟性，并無助于儲能產業的健康發展，反而可能會引發“劣幣驅逐良幣”。

對新能源發電企業來說，電站投資成本已經固定，一旦上網電價下調，企業利潤空間存在下降風險。

彭澎告訴記者，從現階段來看，整體指導價格的下調手段是“非常溫和的”。對比火電電價，也只是下調了幾厘錢而已，企業關注的重點并不是指導價的下調，而是如何選擇競價模式。“現在各省有更細致的價格制定，因為政策上的收益細則并不明確，企業也十分清楚基本上拿不到指導價，會將關注重點放在保障小時數帶來的收益上。”

上述儲能行業專家表示，新能源企業早已在補貼退坡的態勢下做好了迎接平價的心理準備。他認為，對于新能源企業而言，企業有能力按照《征求意見稿》標準來執行。“不過每個地方也要看相對應的資源稟賦，來進行成本控制。”

多重難題橫陳

根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模35.6吉瓦，占全球市場總規模的18.6%，同比增長9.8%。其中，電化學儲能的累計裝機規模位列第二，為3269.2兆瓦，同比增長91.2%；在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為2902.4兆瓦。

雖然裝機量激增，但從商業角度來看，現有的儲能項目收益模式依然面臨著市場規則不明確和過剩抵消電力資產的挑戰。同時，由于電化學儲能電池多為鋰電池，但安全問題也并沒有根本性解決方案。

彭澎指出，對于儲能企業來說，除了繼續加速技術進步與降低成本外，還需要電力市場改革的支持，需要盡快推出對電網靈活性服務的合理化市場機制。不僅如此，儲能領域唯一實現盈利的僅有用戶側儲能，整個行業還需要持續深挖合理的、可持續性的新商業模式。俞振華認為，伴隨電力市場化的發展，儲能行業需要盡快挖掘理清核心價值，形成標準和規范。