在新型電力系統中，儲能的價值已遠超簡單的電能“存儲”，它通過多重技術路徑，直接而高效地提升了電網對風光等波動性電源的消納能力。

根據新一輪國家自主貢獻（NDC）目標，到2035年，風電和太陽能發電總裝機容量將力爭突破36億千瓦。

北京海博思創科技股份有限公司創始人、董事長、首席執行官張劍輝在接受中國環境報記者采訪時指出，今年9月發布的《新型儲能規模化建設專項行動方案》提出，到2027年，全國新型儲能裝機規模達到1.8億千瓦以上，疊加新一輪NDC目標，讓產業資本和企業看到了確定性機會，行業將持續保持高速增長。

隨著新能源裝機量持續攀升，作為破解“棄風棄光”難題的重要技術，儲能的戰略地位將愈發凸顯。未來，在新的市場規則下，儲能資源應如何精準布局以發揮最大效能，儲能企業又該如何邁向高質量成長之路成為行業熱議的話題。

政策轉向，儲能尋求市場新航向

回顧過往，我國部分地區通過“強制配儲”政策，在特定階段快速催熟了儲能產業，推動了市場的蓬勃興起。

消納條件成為各地風電開發的“門檻”源于2017年，青海省發改委印發《2017年度風電開發建設方案》，要求列入規劃年度開發的風電項目按照規模的10%配套建設儲電裝置。

隨后，部分地區也相繼發文要求新能源強制配儲，至2020年年底，我國新增投運的電化學儲能項目規模已達到2019年的2.4倍。

“行業爆發式增長的同時，吸引了大量企業涌入賽道，儲能裝備制造領域部分環節出現供需失衡預警，引發了市場的無序競爭?！睆垊x說。

儲能快速增長的另一面，是新型儲能市場主體繁多、產品功用不一、技術成熟度和經濟性差異大等帶來的一系列問題。

據了解，一些地區采取“一刀切”式的配置標準要求，同質化嚴重，缺乏科學性。而且，分散的配置方式無法體現規模效益，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發揮儲能作用，有些地方甚至建而不用，新能源配儲等效利用系數曾一度僅為6.1%。

國家發展改革委和國家能源局聯合發布的《關于深化新能源上網電價市場化改革，促進新能源高質量發展的通知》（簡稱136號文）明確提出，“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網的前置條件”，意味著新型儲能正式與新能源“解綁”，開始走向獨立參與市場化競爭的新階段。在這樣的情況下，儲能的布局也將從曾經的政策強制市場向實際需求市場轉變。

精準落子，“源、網、荷”成“必爭之地”

“新能源消納率應由新能源的投資主體根據消納情況主動配置儲能?！蹦戏诫娋W原專家委員會專職委員、特邀戰略專家鄭耀東指出，當新能源消納率低于90%，甚至低于80%，可能有的地方低于70%的時候，投資主體會更愿意主動配置儲能。儲能的利用率也會大大提升。

目前，國家關于風光發電利用率高于95%的硬性目標已經松綁，“科學確定各地新能源利用率目標”，利用率目標可根據實際消納形勢進行年度動態評估成為多地執行的新政策。有業內人士指出，儲能企業未來的新市場，需根據各地風電利用率來綜合判斷。

“不過可以確定的是，未來，儲能的建設布局一定會緊密圍繞新能源消納的痛點，在‘源、網、荷’三大場景精準落子。” 一位風電投資企業的工作人員告訴中國環境報記者。

例如，在西北廣袤的沙漠、戈壁、荒漠地區，伴隨大型風電光伏基地建設，新能源消納能力有限，電網外送通道面臨壓力，配套儲能在此能夠成為“綠色電力的穩定器”，通過“平滑出力、減少棄電”保障清潔電力高效外送。

在電網側，特別是特高壓落點和沿海負荷中心，儲能則扮演著“城市電衛士”的角色。江蘇鎮江的百兆瓦級電網側儲能電站在迎峰度夏期間多次成功參與調峰，有效緩解了區域供電壓力，證明了其在保障電網安全、替代輸配電投資方面的獨特價值。

在用戶側，面對不斷拉大的峰谷電價，工商業儲能正成為企業的“智慧電費管家”。通過“低充高放”賺取價差，儲能系統能顯著降低用電成本，其經濟性正隨著電力市場改革而日益凸顯。

盈利破局，從“附屬品”到“獨立身份”

盡管前景廣闊，但儲能產業目前仍面臨“如何賺錢”的商業化難題。在過去一些地方的“強制配儲”模式下，儲能更像新能源的“附屬品”，其運行被新能源場站捆綁，價值難以獨立體現。

據了解，此前，租賃模式為儲能企業和新能源企業合作的主流形式，即 “新能源企業招標，儲能企業投資建設并運維”。但租賃模式下，儲能企業獲取收益的各種方式，都依賴于新能源企業。

例如，合同能源管理（EMC）模式是儲能企業投資建設，并通過提供特定的服務（如幫助新能源電站減少棄電、參與調峰）來獲得收益，新能源企業和儲能雙方分享節能或增值收益。但節能或增值收益確定的門檻較高。加上儲能企業的投資回報完全依賴于新能源企業持續的、守約的收益分成支付。如果新能源企業經營不善或信用不佳，拒絕支付分成，儲能投資方則面臨巨大的風險。

基于此，不少地區正在探索獨立儲能運行機制，即賦予儲能一個獨立的、合法的“身份”，儲能電站作為一個獨立的、在電網調度機構注冊的發電單元或調節單元，直接接受電網調度中心的指令進行充放電，不再需要通過新能源場站“轉達”，電網為儲能電站安裝獨立的電表，其電力輸入/輸出和市場收益均獨立計量、獨立結算，同時，儲能電站可以像火電、水電一樣，直接參與現貨市場、輔助服務市場等，并從中獲得直接收入。

目前，在我國山西、上海、河北、江西等地已經發布了相應的政策，試點探索獨立儲能運行機制。

在此基礎上，張劍輝建議，當下儲能市場機制仍需要進一步完善。他說：“以新型獨立儲能電站為例，伴隨電力市場建設的持續推進，新型儲能在電力市場中獲利的確定性、盈利能力仍然有較大增長空間。建議在后續的電力市場建設方面，適度提高電能量價差水平、增加多類型的輔助服務交易品種、明確儲能容量補償機制，共同打造多元化收益模式，提升新型儲能的綜合收益水平。”

此外，儲能企業還面臨著融資渠道受限，資金壓力突出等問題。張劍輝認為，儲能行業屬于資金密集型產業，單位容量的投資強度可與新能源項目看齊。當前，項目融資仍面臨渠道單一、主體信用擔保門檻高等挑戰，制約了行業規?；l展。希望增加對行業的金融政策和融資工具支持，拓寬融資渠道，通過鼓勵險資、非銀金融等社會資本積極參與，持續加大對儲能產業的信貸支持，創新金融產品和服務模式，如支持開展儲能項目的融資租賃、綠色債券、REITs等業務，研究設立儲能產業投資基金，引導社會資本參與，構建多層次融資體系。確保儲能行業高質量發展之路行穩致遠。