近日，连续高温让全国多个地区的电网再度突破历史最高负荷。部分地区甚至出现了许久未见的分区停电情况。对于能够削峰填谷的储能，大众再度发出了强烈的呼吁。
在明确中国将要建立以新能源为主体的新型电力系统之后，如何平衡高比例新能源给电网带来的波动就一直是热议的焦点。在《能源》杂志主办的“第二届风光储创新发展论坛”上，中国工程院院士杜祥琬就提出，储能技术是未来能源系统具备柔性、包容性和平衡功能的关键节点。“电化学储能技术进步的速度很快，占比越来也多未来很可能成为储能的主力。”
国家能源局在《加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》提出了新型储能跨越式发展目和保障措施，在《2021年能源工作指导意见》提出要推动新型储能产业化、规模化示范。目前地方层面已有13个省份相继出台配置储能政策。预计十四五末装机达到3000万千瓦，2030年装机需求突破1亿千瓦，有望超过抽蓄。
历经波折储能似乎终于迎来了发展的曙光。但收益不确定、安全隐患难消、行业洗牌尚未进行、与电网融合不明确……等等一系列问题依然是横亘在储能爆发式发展前的最大阻碍。
期待“自我输血”
从理论上来说，电化学储能的商业模式根据储能所处位置不同而有所区别。用户侧储能可以通过峰谷差套利，光储一体化增加效益；电源侧储能可以与火电和新能源电站一起参与辅助服务，与新能源电站一起增发电量；独立储能电站除了上述模式外，还可以通过容量电价获得收益。
就在高温席卷全国多数地区的时候，安徽省发改委官网发布了《关于试行季节性尖峰电价和需求响应电价的通知（征求意见稿）》，提出试行季节性尖峰电价，冬季和夏季期间，在日最高气温≥36℃或日最低气温≤-5℃时，全省工商业电力用户电价在高峰电价基础上每千瓦时上浮0.072元。这也就意味着最高峰谷电价差可超0.7元。
但目前除了峰谷价差的盈利模式在国内还有相对明确的计算方式，辅助服务市场和容量市场在国内要么是不成熟，要么就是完全不存在。
禾望电气集团总部营销部总经理崔少森告诉《能源》杂志记者，储能最直接的问题就是缺乏盈利模式。“现在各地陆续出台了新能源配套储能的政策。政策要求新能源项目配套储能也从侧面反映出储能没有成熟合理可行的市场运作机制，也就没有盈利模式。”
由于没有盈利模式，新能源配套的储能也就无法实现“自我输血”。那么对于新能源开发商业主来说，储能只能算成是固定资产的一部分。既然是固定资产，那么就是价格越低越好。
据储能行业相关企业介绍，2020年初的储能系统EPC中标价格还在2.5元/Wh左右。到2021年中，中标价格已经降至1.5元/Wh以下。去年底甚至出现了1.06元/Wh的储能报价。
4月16日12时许，北京集美家居大红门的储能电站起火，14时15分许，电站北区在毫无征兆的情况下突发爆炸，导致2名消防员牺牲，1名消防员受伤，电站内1名员工失联。
目前这一起储能电站安全事故的原因还没有官方解读。但据不愿具名的相关储能人士介绍，在新能源电站的配套储能项目中，安全事故并非没有发生过。其中还有部分事故与产品质量直接相关。
在产业发展的过程中，安全事故很难完全避免。但对于希望健康发展的产业来说，在安全事故中吸取教训，及时总结经验、完善规章制度和行业标准是更加重要的事情。
提高系统站位
除了盈利模式和安全标准，实际上储能距离大规模的发展还缺失了其他内容。由于还处在价格竞争的初级阶段，很多系统集成商对于储能与电网的配合。
“由于目前的新能源配储项目由于只是单纯给业主增加投资成本，除了低价中标之外，系统集成商也不会过多地考虑储能与新能源及电网的配合问题。”崔少森说，“如果未来储能可以参与交易或者用其他方式盈利，系统功能、设计上的缺失都有可能会减少项目的预期收益。”
以无功功率补偿为例，其作用是在电力系统中调节电网的功率因数及供电效率，改善供电环境。当功率因数低于0.9时，将会对业主实行罚款。
“新能源项目大多配备了SVG无功补偿装置。但实际上储能系统可以完全满足无功补偿的需求。也就是说如果配备了储能，那么电站的SVG就不再需要了。但现在更多的实际情况是即便是配备储能的电站，还是会重复建设SVG。这部分投资就是重复建设。让储能或者说光伏+储能的投资回收更加漫长。”
对于还处于价格战阶段的储能行业来说，抢占更多市场份额或许是更加迫在眉睫的目标。但如果不能充分考虑未来与电网、用户等电力系统其他单元的配合，储能——尤其是电化学储能——的发展可能会遭遇更多的波折。
除了电化学储能，抽水蓄能、熔盐储能、压缩空气储能、飞轮储能……等先进储能技术都是当前研究的重点。多种储能形式的创新发展路线图，已经逐渐明晰，不同特点和适宜容量的储能环节都有明显应用场景。
在行业一致期盼更合理的支持政策之外，储能行业或许也需要一场完善自身的内部革新。
