2022年以来，储能行业利好政策不断，既有国家层面明确大力发展新型储能电站，又有各省纷纷要求新能源强制配储并给予储能电站补贴。近日，又有两个地方的储能补贴政策落地。1月16日，重庆两江新区管委会印发《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》，支持新型储能发展；1月28日，江苏省常州市出台《推进新能源之都建设政策措施》，明确支持光伏等新能源与储能设施融合发展。

在业内人士看来，新能源强制配储政策并非储能电站建设的唯一动力，但补贴在一定程度上确实会促进储能产业的发展。今年，强制配储政策依然是大型储能发展的核心动力。受此驱动，今年储能装机量大概率会翻番。

补贴措施更明确 今年装机量大概率翻番

记者梳理发现，截至目前，已有浙江、广东、江苏、四川、陕西、青海、重庆、安徽、湖南、山西等多个省市出台了具体的储能补贴政策，补贴形式有一次性补贴，也有按投资额比例、年利用小时数、实际响应与申报响应比值补贴等多种形式。例如，广东佛山顺德和肇庆高新均明确储能补贴为一次性补贴。

在各地已发布的储能补贴政策中，重庆两江的补贴上限最高，该地按照储能装机规模补贴200元/千瓦时，最高为500万元；广东深圳和安徽合肥的补贴上限紧随其后，为300万元；江西的补贴方式则另辟蹊径，该省对符合条件的锂电企业给予上市奖励。

除了补贴上限，各地储能补贴具体措施也更明确。例如，今年1月28日，江苏省常州市表示，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起，按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时的奖励，连续奖励不超过2年；成都市为年利用小时数不低于600小时的用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂储能项目提供230元/千瓦的补贴；西安市针对不低于1兆瓦时的光伏储能系统，按照储能设备实际投资额的20%进行补贴，最高50万元；重庆则补贴电源电网侧5%的投资，且最多补贴4年。

在中国能源建设集团广东省电力设计研究有限公司储能技术中心主任楚攀看来，近两年，储能行业的政策、市场、补贴等机制均在不断完善，行业迎来了高速发展，2022年储能装机增量约是2021年的4倍。今年储能装机延续高倍数增长的可能性较低，但翻番是大概率可以做到的，今年大型储能预计有25-30吉瓦时的装机，工商业储能装机预计为5-7吉瓦时。

高于门槛配储抢优质项目 政策仍是核心驱动力

目前，我国储能补贴主要以用户侧为主，难以影响配储比例。不过，储能补贴会提升储能的经济性，有助于由之前的强制配储向主动配储转变。

中关村储能产业技术联盟高级研究经理张兴表示，强制配储政策主要针对集中式风电、光伏电站。为解决新能源并网带来的调峰、调频等问题，各省根据实际情况制定了各自的强制配储政策，这是电网的刚性需求。强制配储政策是在我国电力市场不成熟、储能无法通过市场完全收回成本的情况下的现实选择，促进了储能的快速发展，但也在一定程度上影响了新能源项目的经济性和建设进度。地方政府给予补贴，会提高新能源企业配储的积极性。

一位新能源电站投资方对记者直言：“由于新能源项目配套储能的市场机制尚不完善，企业将配储成本计入项目总成本，部分新能源项目的开发可能受到限制。所以，目前新能源项目配置储能的比例主要是基于各地政府的政策要求，在满足项目收益率要求的前提下进行投资开发。”

“各省要求的新能源配储比例是最低的‘准入门槛’。企业的储能配置高于政府设定的标准，可优先排队争取到新能源项目。企业不愿意配储，一般会采用能拖就拖的策略。”某新能源企业负责储能业务的人士对记者坦言，如果意在拿下项目，实际的配储比例肯定要高于地方政府规定的标准。随着电力市场建设加速，储能的经济性越来越好，企业更多是从长远考虑，一般按20年规划，先把并网点占上。例如，100兆瓦以上的储能电站接入220千伏变电站，接入间隔是有限的，考虑到先到先得项目，企业出于先“占坑”的想法，实际的储能配置往往高于地方政府设置的标准。

楚攀也对记者表示，随着大型储能电站规模的不断增大，其接入电压等级也不断提升，而电力系统中能够兼顾场址、裕量、收益的优质接入点是有限的，不是每一个变电站都有裕量去接入几百兆瓦时的储能容量。这也是现在很多大型储能项目抓紧规划、备案、做方案的原因所在。看好储能的大型企业存在一定的“跑马圈地”心理，就算一期项目不赚钱，也希望在二期三期赚回来。

“补贴并不能大幅提升甲方投资储能的热情。不过，新能源强制配储政策依然是今年大型储能发展的核心动力。”楚攀表示，“如果没有强制配储政策，不少储能公司业绩可能会剧减五六成，强制配储政策是储能行业快速发展的一个强大驱动力，从新能源自身的发电特点来看，这一政策的逻辑是通顺的，应该可以长期存在。”

各方边推进边探索 收益渠道亟需完善

谈及储能企业的盈利情况，业内人士均认为，储能行业商业模式薄弱，要健康高质量发展亟需完善收益渠道。去年，一部分独立储能企业参与了市场交易，可以从市场化角度获取收益，而新能源配套储能参与市场必须做技术改造，储能可单独计量、单独并网之后，才能转为独立储能电站参与电力市场，这在无形中增加了企业成本。

张兴认为，发电企业之前不愿意配储，是因为新能源参与电力市场的规模和力度较小，多数新能源配套的储能无法参与电力市场。随着储能成本不断下降和电力市场逐渐成熟，补贴也将取消，市场化是未来储能发展的出路。“目前政策、企业、市场各方均是边推进边完善，肯定需要一个过程，大家都是摸着石头过河。”

楚攀建议，储能行业要实现健康发展，一要加快建设储能企业的市场化收益渠道，并不断丰富、稳定这些渠道。未来更多的省份将开通电力现货市场，开通后应积极吸纳独立储能电站参与市场交易。二是目前储能电站参与电力辅助服务市场还比较困难，多数省份仅有顶层设计，缺乏执行细节。建议相关部门加大对储能产业的支持力度，严格考核新能源强配储能的执行力度，因地制宜制定可操作、可回溯、奖惩分明的市场细则。

“当前，由于配套储能导致项目成本上升，同时储能电站盈利模式暂未明确，新能源电站的收益出现一定下降。”一位新能源发电企业人士对记者表示，当前储能行业的盈利模式主要有共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价四类。储能行业投资要想从当前的政策驱动逐步转向商业投资价值驱动，需要因地制宜，探索形成符合当地能源结构特点和经济社会发展水平的相对完善的市场机制。

上述新能源发电企业人士表示，对发电企业来说，强制配储政策在一定程度上增加了建设成本，同时配建储能的利用率较低。因此，建议首先要科学规划新能源项目配置储能的类型及规模，当前各地针对新能源项目强配储能的规定往往是一刀切，未充分考虑各项目自然资源条件的差异性，一定程度上导致了储能设备的浪费，项目沉没成本明显上升；其次，要加快构建合理的储能电站盈利模式与运行策略，保障项目整体经济效益；再次，建议引导和推进独立储能项目建设，鼓励新能源项目通过储能容量租赁的方式保证电网安全。独立储能电站的高效利用既有利于新能源项目开发建设的成本控制，也有利于推动储能电站盈利模式的构建与完善。