2020储能市场的热点莫过于新能源侧了。
自2019年年末以来，从安徽而起的风光储浪潮，已席卷大江南北。截至目前，全国大约有10个省份对新建风电和光伏项目都有加装储能的要求或倾向。
单从规模来看，仅湖南一省就超过700MWh，经过测算，内蒙的市场规模也在140MWh以上。这意味着，2020年仅以上两省的装机就已超过2019年储能装机总和。
新能源侧的突然启动或许跟电网侧储能的暂停有关。去年5月，随着储能被排除在输配电价之外，被严重削弱投资积极性的电网于同年12月正式叫停了电网侧储能。
然而，由于消纳空间受限，电网对储能的需求依然迫切，不想牺牲自己利益来投资储能电站的电网将目光瞄向了发电企业。
在各地政府和省网公司的“积极助推”下，储能在新能源侧的应用模式被大力推广，并有成为新能源“标配”之势，储能成本已被迫转嫁给新能源开发商。
实际上，新能源侧的储能，虽然名义上安装在电源侧，但其实却是电网来调用，可以称之为“电源侧的电网侧储能”。而在强势的电网面前，新能源企业为了并网不得不上储能。
此时，成本或将成为新能源企业唯一的考量因素。
低价竞争之殇
一味追求低价偏离项目成本的不良现象已在招标及竞标中愈演愈烈。
5月中旬，三峡新能源青海项目开标，1.699元/Wh的EPC价格再次刷新行业底线。业内普遍认为，如果按照足额的容量和循环寿命要求配置，这一价格已远低于行业公认的成本价。
电力央企招投标一向是行业价格风向标，三峡新能源只看价格不看质量或许是出于无奈之举，但却给储能开了个不好的先例。
更为关键的是，如果所有业主都“以低价中标”为导向，容易诱发“劣币驱逐良币”、“逼良为娼”现象，会极大削弱上下游企业研发的积极性和发展动力。
这是中国储能产业现阶段的尴尬，恶性竞争将“储能商业模式缺失”这一问题再度凸显出来。
按照理想模式，新能源配储能是被寄予厚望的。在集中式光伏、风电基地布局大容量储能，通过平滑输出、参与调峰调频，可以提高电能质量，参与电网负荷平衡，从而优化新能源消纳。
实际操作中并非如此。由于买单和投资回收机制不明，在新能源企业看来，上储能属于纯粹的成本投入，如同早期加装SVG装置一样，并网之后很可能只是个“摆设”。
亦有不少厂商反馈，目前低价竞争日趋白热化，已经到了赔钱赚吆喝的地步。
为了如期并网拿到高电价，很多企业火急火燎地上马储能项目，有的却走进了一条歧途。据行业内部人士透露，“没有企业愿意赔本做工程，到了一定程度再降低成本一定是以牺牲质量为代价。只好通过单纯的偷工减料去降设备的成本，有些在系统容量上做手脚，有些甚至会用一些劣质的电池和PCS”。
“一块砖头放在新能源场站也能叫储能”。不可否认，部分新能源企业在某种程度上也存在侥幸心理，企图蒙混过关，拿到并网资格后万事大吉，将皮球重新踢给电网，问题是电网会当最终的冤大头吗？
来自电力系统的专家则认为，电化学储能电站是个巨大的能量品，不能简单与光伏做类比，使用劣质的光伏组件最多损失少量的经济收益。而储能如果满足不了要求，轻则会引发电网调度事故，重则会引发火灾等安全事故。
问题的严峻性，已不言自明。有业内人士担忧，如果按照目前的势头继续下去，一些问题将在未来集中爆发，甚至韩国储能的着火事故也将有可能在国内重现。
“目前整个行业正处于关键的十字路口，如果再像韩国一样，别人会以为储能不行，到时候我们所有从业者是不是该考虑换行了。”中国电力科学研究院一位长期从事储能技术研究的专家认为，如果不正视这一点，会让整个行业付出沉重的代价。
缺位的管理与空谈的标准
从“储能100人”目前对各方的了解来看，电力与储能作为两个不同的产业，双方的结合普遍存在“两张皮”现象。尤其在市场不成熟的前提下，产业链上下游各方对产品的风控和安全并没有足够的认识，电网和发电企业更多的是把储能当做一个普通的物理设备来看待。
标准作为保证产业健康、持续、稳定发展的兜底保障，是行业实现规模化、可持续化发展的必然路径，但在产业发展过程中并未得到有效执行。
2018年以来，针对电化学储能的7项国家标准和2项行业标准相继发布，此外，中关村储能产业技术联盟等行业组织也在开展团体标准建设工作，实现与国家标准、行业标准的相互呼应与互补。
“基本的标准已经有了，关键看用不用以及怎么用。”上述电科院的专家认为，首先，安全和容量是储能系统关键的两个分母，如果这两个参数没搞清楚，谈论其它没有任何意义。其次，储能系统不是一个环节满足标准就行了，通过型式试验只是你具备了这个能力，是个基础的门槛。到用户现场的最终是个什么产品，包括全环节运行的时候是不是按照标准体系来执行的。
在很多储能企业看来，当下最大的责任不在供应方，而在于需求方。目前电网给出的都是泛泛的条例，并没有具体的考核措施，收益方面也没有任何保障，所有参与方都一头雾水。
使用规则的不确定，让标准沦为空谈。“就像我们谈论饲料的标准，这饲料是喂猪的还是喂鱼的都没说清楚，如何让企业强行遵守标准？”一家大型储能企业的负责人表示。
在国外，客户对储能的使用规则很明确，会制定出详细的要求。比如每年的衰减容量是多少，如果你达不到合同的要求，就会面临被罚款。
在国内，虽然各方在电站投运之前都签订了相关协议，之前投运的示范项目试图通过租赁模式来实现对质量和安全的管控，即业主建立储能电站后，通过容量或电量租赁，由使用者支付租赁费用。从目前来看，效果也不尽明显，很多电网侧储能电站运行效率与当初设计的目标有不小的差距。
“中国与国外的国情不同，国内储能的客户主要都是央企、国企，难道让央企天天去和民企打官司？”在储能国标制定者看来，在中国，通过法律和合同条款约束根本没戏，只有通过严格的监管来约束。
现有监管能力的缺失也是阻碍产业发展关键因素之一。目前储能产业链上下游管理涉及能源局、应急管理部、工信部等多个部门。储能至今仍缺乏强有力的牵头部门，比如储能的消防安全至今不知道到底该由谁来负责。
对于“新能源+储能”方面沸沸扬扬的争论，中国电科院电池储能技术检测部专家认为，现阶段储能的发展技术不是最主要的问题，更多的是管理问题，如何做到规范化管理是当务之急。“储能需要溯本清源，还原行业的真实面目，并在此基础上去改进。储能与电动车最大的不同是，储能是集中使用，完全可以延伸到用户那里，可以做到全环节把控。”
上述专家建议，要改变低价竞争主导市场的局面，一方面，需要引导客户认识到质量和价格成正比的关系，让客户明白2000万和4000万的储能系统区别在哪里；另一方面，主管部门需要加强对储能的事前、事中和事后的监管，严格执行国标标准，提高储能的进入门槛。
如何走向共生与共赢
风光储大幕开启的2020年，被业界誉为风光储元年。储能产业原本想借助风光等新能源发展扶摇直上，在这块看似前景不可限量的世界里，眼下却偏偏走入了死胡同。
当前以光伏为代表的新能源发展速度超乎所有人的预期，但它发电过程中间歇性、不稳定性和不可预测性的劣势同样突出，新能源渗透带来的电力系统复杂度快速提升。
在众多光伏从业者看来，以光伏为代表的新能源刚突破平价曲线，大规模发展还远未到来。但另一方面，光伏如果想要大发展，就必须持续降成本，也需要一定的规模来支撑，对电网的稳定性考验就越来越大，这两者之间显然也存在悖论。
双方博弈之下，配比一定比例的储能已成为行业发展的方向，储能相关从业者则更关心这一政策落地的可行性。
从目前来看，不同省份对新能源场站的配置储能比例也不尽相同，最高的要求配置发电功率的20%，最低要求配置比例为5%，时长要求1小时、2小时不等。让新能源企业困惑的是，这些配置参数是怎么测算出来的，需要有更详细的依据，按新能源装机容量比例配置储能的一刀切做法有待商榷。
“新能源+储能”作为未来能源革命的方向，两者相互之间的重要性早已众所周知。目前国内电力体制改革短期无法一步到位，不足以让储能的多元化收益模式在国内适用，寄希望于让国家单独为储能出台政策，既不理想也不现实。
在这个过渡时期，新能源只一味站在道德制高点，以“责任不在我”为由拒绝储能，把“锅”甩给电网和社会，这种做法并不可取。电网如果短期内对新能源下手太狠，给一个不太可能完成的配比任务，则会扼杀新能源产业的未来，其实也不符合能源转型的初衷。
不管从技术融合还是商业模式融合看，“新能源+储能”都处于刚刚起步的阶段。有人形容现阶段新能源与储能的组合，就是瘸子和瞎子的组合。尤其储能仍处于产业发展的初期，出于安全等综合因素的考量，储能还是“做加法”的阶段，还没有到“做减法”的时候，需要规模化来带动来成本的走低。
有不少企业认为，储能成本最合理的疏导方式还是要通过发电集团层面去解决。如果站在“光伏+储能”一体化的角度去考虑，在光伏端，放开容配比、降低非技术成本等方面依然有很多空间可以挖掘。相比国外，中国新能源的非技术成本已占到总投资成本的20%以上，仅此一项算到度电电价上就至少有0.1元。
目前畸形的价格折射出畸形的供求关系、产业环境和信用缺失，新能源与储能两个本应紧密结合的事物，正被割裂开来，甚至互相抵牾。“两张皮”现象既不利于行业的健康发展，也造成了严重的资源浪费。
如何探索出一套可再生能源与储能协同发展的支持政策或是商业模式，以调节的效果作为考核指标，让新能源配置储能的立足点从“满足并网考核”逐步向“全生命周期回报”转变。这样既能稳步实现储能度电成本的降低，又能避免最低价中标对市场秩序的扰乱，值得所有相关参与者、决策者、管理者深思。
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