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。按照2元/Wh的储能建设成本，在当前的盈利模式下，这座储能电站大概需要15年才能收回成本，也直接连累了整座光储电站的投资回报周期拉长至11-12年。显然，这对于新能源投资企业来说，周期太长
平价的风、光新能源电站投资商来说，挑战巨大。就目前而言，由于政策的驱动，新能源场站并没有太多选择权，更多的角色是配合。对于投资商来说，这是一场刀尖上的革命，是他们以真金白银作为代价，在一步步的探索

司机的加油量与加油站谈一个更便宜的油价，这样司机加到了便宜的油，加油站虽然降价但是提高周转率也乐意，未来滴滴还可以从中赚差价。这种就是典型的流通环节拧毛巾的商业模式，虽然简单，但是有效。鉴于滴滴很难投资
数据积累和流量入口优势，从买菜到加油，从外卖到旅游，在不停的占领一个又一个现金流的市场。电力市场如此稳定且巨量的现金流，自然让投资人青睐有加。奈何过去电力行业如铁桶一般，别说民营资本，就连非电力行业的

联盟秘书长彭澎在接受记者采访时表示，过分强调储能会影响一体化基地的经济性。另外，《指导意见》不再对弃电率进行政策性要求，更多地将决定权交给一体化项目的投资者，实现经济可承受范围内的自主决策;同时
利于两个一体化项目的长远发展。对于近期备具争议的新能源电站要求配置储能的话题，主要原因在于市场机制不完善，从而导致了新能源配储的盈利模式缺失。《指导意见》中提出，国家能源局派出机构负责牵头建立

土地资源最大化利用。其中，新泰市遵循先治理、后建设原则，采用农光互补模式，投资50亿元建设农光互补集中式光伏电站6个，总装机容量200万千瓦，建成冬暖式大棚2219个、大拱棚6912个、食用菌棚475
，全力抢回、补回、夺回疫情影响。据统计，2020年，全省光伏发电重点项目计划投资45.7亿元，实际完成投资57.4亿元，超额完成年度投资计划25.6%。强化服务保障。在营商环境上，公开服务监督电话

基础。如何改革完善现有电价机制和经济政策，促进实现以新能源为主体、源网荷储智一体协同发展，是构建新型电力系统的核心和关键点。比如，继续沿用现有抽水蓄能的电价机制和盈利模式，储能技术创新、产业发展
。电网企业是具有自然垄断属性的公用事业企业，连接电源侧和用户侧，以独立输配电价为盈利模式，同时承担公平无歧视开放电网提供电网服务、优化电力营商环境、电力普遍服务和成本公开透明等义务，必须接受政府的严格监管

，利用采煤塌陷地、荒芜地、盐碱地、坑塘水面等资源，科学布局农光、渔光、牧光、盐光等光伏+项目，实现土地资源最大化利用。其中，新泰市遵循先治理、后建设原则，采用农光互补模式，投资50亿元建设农光互补
保责任制度，对每个项目明确一位牵头负责人、落实一个责任处室、建立一本工作台账，实行问题销号管理，全力抢回、补回、夺回疫情影响。据统计，2020年，全省光伏发电重点项目计划投资45.7亿元，实际完成投资

盈利模式缺失。然而，新能源+储能并不是盈利性无解，可以有许多解决方案，但都需要靠体制机制的创新。《指导意见》提出，国家能源局派出机构负责牵头建立所在区域的源网荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制
，这至关重要。另外，有解读认为，《指导意见》不再对弃电率进行政策性要求，而是更多地将决定权交给一体化项目的投资者，实现经济可承受范围内的自主决策。这其实也增大了此类项目的投资决策难度。相比而言，源网荷储一体化项目投资风险相对较小，由于位于用户侧，无论是量和价相比多能互补都能有更大保证。

。彼时，大型地面光伏电站规模大、易于管理，而且盈利模式成熟，在太阳能资源丰富地区平均投资收益率高达8%到10%。此外，银行对于大型地面电站的融资支持力度也更大，这使得包括五大
发电集团在内的电站开发商都对大型电站情有独钟，份额争抢激烈。与此同时，分布式光伏电站的收益却存在着较大的不确定性。虽然理论上计算投资收益不错，但好屋顶很难找，找到后还会面临着产权问题、建设难题等

的成本 7500 美元和网关+安装费 4500 美元)，因此为提高用户侧储能的经济性，海外多国出台初始购置补贴和投资税收减免政策。国内用户侧潜力大，但还是要看政策。从盈利模式情况，主要以下三种
，很多厂商会因为三元的效率高、能量密度大、一致性好而选择它。而国内的企业大多以磷酸铁锂为主，因为磷酸铁锂价格较低，国内没有比较好的经济性策略，初始投资低。但是现在磷酸铁锂的技术也在不断进步，以宁德时代

能有稳定的盈利模式保驾护航，十四五后期，即2024年和2025年将再形成一轮高增长，累计规模分别达到32.7GW和55.9GW，以配合风、光在2025年的装机目标。图6：中国电
分析第一节储能技术提供商第二节储能变流器提供商第三节储能系统集成商第四节项目投资开发商第五节电池管理系统提供商第六节消防安全解决方案提供商第七节储能梯次利用

一体化项目 4月7日，中国能建投资公司、湖南院与新疆生产建设兵团第七师胡杨河市签订胡杨河市风光水火储一体化综合能源基地建设项目战略合作框架协议。据了解，胡杨河市风光水火储一体化综合能源基地建设项目
，涉及光伏、风电、煤电、气电和电化学储能等建设内容，装机容量400万千瓦总投资约180亿元，项目建成后将有力提高当地能源资源利用效率减少碳排放总量为建设生态、智慧、绿色的美丽新城奠定基础。含五个

没有补贴、缺乏合理盈利模式的当下，新能源配储能否持续发展。显然，此次青海储能补贴政策的出台，有利于在一定程度上解决配储的成本问题。中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻认为，青海储能补贴政策的发布对于
新能源并网要求，提高整个电力系统的调节能力。在当前电力市场仍不够完善的情况下，这可能成为一种趋势或过渡方式。虽然在一定程度上增加了新能源投资商的成本，但也推动了储能产业的发展。中国新能源电力投融资

2019年的59%提升至71%。在全球主要储能应用国家，光伏+储能几乎成为标配。投资商在大型地面电站加入储能，不仅可以对电网进行调峰调频，提高电网稳定性和电网线路利用率，还可以平滑光伏出力以减少对
的相关政策。但是，盈利模式缺乏、成本高、标准不完善、系统集成不专业的问题较为突出。一是政策缺少长效机制，收益存在很大不确定性。与国外相比，我国的现货市场仍然以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到

12月22日-25日，由国家发展和改革委员会指导，国网电商科技有限公司和中国投资协会培训中心联合主办的新能源+储能技术方案经济性与可靠性分析论坛暨项目投资研讨会在江苏南京举行。正泰新能源
的标准配置之一。对此，戴骏表示光+储在改善电能质量，提高光伏自发自用比例，为用户带来更高收益的同时，还可有效缓解弃风弃光现象，提高电站收益，缩短投资回收期。目前美国加州、东海岸等地

，局部地区新能源消纳压力凸显，出现多个500千伏输电通道潮流重载、满载。因此，发展储能非常必要。是什么困住了储能发展发展储能虽有必要，但安徽储能发展并不顺利。当前，用户侧储能主要的盈利模式是峰谷
而言，主要问题在于成本。孟祥娟告诉记者，以安徽电源侧风电场配置储能电站为例，若按照20%容量1小时规模进行测算，电化学储能占到系统总成本的6%左右，弃风弃电收益难以弥补投资增加。张翔表示

晶科科技董事长李仙德下半年以来，光伏板块集体飙涨，不少投资人士高呼：光伏产业的黄金时代来了! 作为拥有两家光伏产业链上市公司的掌舵人，晶科科技、晶科能源董事长李仙德却说：保持耐心
动力。今年5月，晶科科技登陆A股。晶科科技就是提供光伏电站一体化解决方案，从开发、投资、建设，到运营、管理，再到转让、交易，全部涉及。李仙德坦言，这是晶科科技的业务模式，也是核心竞争力所在。截至2020

发生变化：户用光伏从原来投资品变成刚需品，今年12月底国内市场体量规模将不低于7.5GW，正泰安能在这个势头下，累计已在全国建设户用光伏电站30余万座，所以真正大市场在未来的40年。未来的正泰安能
"支撑电网"的作用。随着光伏系统成本持续下降，整个行业将由"光伏平价" 向"光储平价"过渡。光伏的融合究竟该怎么样去做?张海涛提到，在国内由于政策支持力度不足，盈利模式缺乏，储能仍停留在地面项目的强制

面仍存诸多瓶颈。在用户侧储能应用层面，安徽省峰谷价差较小，盈利空间受限。孟祥娟说，用户侧储能发展的主要盈利模式是峰谷套利，而在7、8、9月，安徽省工商业及其他用电峰谷价差在0.560.61元之间
收益难以弥补投资增加。以安徽省电源侧风电厂配置储能电站为例，若按照20%容量规模测算，电化学储能投资将占到系统总成本的6%左右，投资压力较大。随着新能源的进一步发展，未来储能领域将有望突破峰谷套利盈利局限，实现多场景规模化发展。孟祥娟进一步分析指出。

。发展到今天，风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题，问题是风光应该如何配储能。意见的对立，既有视角的问题、自身利益的考量，也有政策本身的问题，面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业横生的投资
智库测算，按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/瓦，工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目

新能源配储能的症结在于技术是否安全无虞，成本是否能快速下降，商业模式如何构建，如何严控储能投资边界。储能是能源产业版图的要塞，也是当前最为薄弱的一环。储能兴，新能源电力系统繁荣可期。新能源
具有天然的波动属性，新能源配套储能虽不能改变新能源的基因，可以改良新能源的功率输出秉性。从经济学的维度讲，新能源投资储能也是为给电力系统带来的负外部性买单。症结在于储能投资如何收回，储能技术是否安全