规划10月底前要投运的新疆首批光储示范项目，大概率要延期了。
在经历几个月的调研、磋商和政策修改后，今年7月，新疆首批光储示范项目名单发布，一共36个项目入围，总规模为221MW/446MWh。
从绝对数值来看，虽然示范名单并未达到350MW的规划总量，但在今年业界苦于项目稀缺的大背景下，这依然是个令人鼓舞的信号。入围的十家公司，大多也做好了大干一场的准备。
然而，随着计划中截止时间的迫近，一些原本认为可以协调解决的问题，依然横亘在这群拓荒者的面前。简单的说，还是账算不过来。
新疆光储政策，明面上最重要的激励政策，是给储能项目所在光伏电站每年增加100小时优先发电电量，持续五年。
但围绕100小时优先发电电量，却有两种不同的理解。一种解读是，直接给光伏电站增加100小时发电量，那么100MW的光伏电站收入每年会多300万-500万元;另一种是，在原有保障收购小时的基础上，增加100小时。即由交易电量转为保障电量，如原本600小时，变为700小时保障量，其余依然为交易电量。这样这100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，算下来，100MW的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等。
显然，同样的100小时，两种方案导致的收益差距甚大。现在的局面，很可能是按第二种走，收入会有所增加，但力度只能说聊胜于无。
新疆方面为了吸引投资者，除了文件上的明面激励之外，还有一笔度电补贴。这个补贴是按照充电端口计算，储能电站每充一度电，补贴0.4元。这是在一系列座谈磋商上提出的口头允诺，由于要涉及到补贴的资金来源，以及需要协调能监办、电网公司等方面，此前并未写入文件中。
有投资者算过一笔账，民营企业当前的融资成本大概在10个点以上，而光伏补贴拖欠大概在2-3年。在有0.4元的度电补贴下，加上两年的财务成本，若直接增加100小时发电量，项目收益率在9%左右;若这100小时按照交易转保障方案，那么项目收益率大概在3-4%之间。从投资的角度看，这样的收益率，很难说服集团公司或者外部战略投资人。
此外，新能源业主作为储能项目的宿主，也需要获取一定的收益。当前储能企业和新能源业主，有些计划采用八二开或者九一开的整体收益分成模式，也有企业约定的分配模式是增发收益归光伏业主，调峰补贴归储能投资者。
新疆方面为规范市场，基于贯彻政策的严肃性，在8月份还出台了一份补充通知，对单方面不能落实试点项目实施的储能企业，将拉入失信黑名单，以后不得在新疆开展储能产业相关投资建设工作。
至此，对已入围的企业来说，已是进退两难之局。如果临阵退缩，被拉入黑名单，不仅以后无缘新疆储能业务，对其它业务板块带来的潜在影响，可能也难以预估。
原本来疆拓荒的这批公司，多数是基于看好新疆储能市场，同时也可能带有完成大型光储业绩记录的诉求。但若想达到基本的投资回报，从而顺利推动示范项目的建设，就需要更清晰明确的政策环境。
即使是采用100小时交易转保障方案，也需要0.4元度电补贴才能达到3-4%的基本年化收益率。但这笔补贴费用，目前还并无确切出处。有建议认为可参照邻省方案，根据建设电力辅助服务市场的需要，由全区电力公司分摊。不过，这需要得到包括相关发电企业、电网公司和相关主管部门的谅解与认可。
电化学储能作为一个新兴产业，各场景的业务关系纷繁复杂，如果缺少强力主管协调单位和高级别政策依据，很容易造成各方无处致力的窘境。这其中，买单机制的设立与推行，并网协调的义务边界，储能企业、新能源业主和潜在战略投资者的利益分配，每一个环节的打通，都需要付出比成熟行业更多倍的努力。
新疆光储示范项目推行的初衷，一是解决光伏消纳问题，二是打造新的经济增长点。从储能产业的角度来看，若是示范效果明显，或将刺激其它省份相继跟进，从而为行业打开一个全新的广阔局面。这是一个可以为各方创造价值的多赢机遇。
如今，距离10月31日只有四十多天，时间上已经非常紧张。除去安装、调试，由于大批量的锂离子电池属于危化品运输，耗时也很长。据业内人士透露，国网节能的运输计划是25天，而此前有公司从江苏运输电池到新疆喀什，需要44天。有些公司由于需要引进外部资金，还要花费更多时间去敲定战略投资人。而环节疏通和政策的完整落地，是这一切的前提。
