商业化落地:真假储能的分界线

原标题：商业化落地：真假储能的分界线。

郭川孟醒

储能已成为许多企业的“甜蜜烦恼”。虽然它可以更有效地配置新能源，但企业也面临着投资大、利润难等问题。

某光伏企业负责人告诉记者，在目前大型光伏电站的审批中，除了考虑用电问题外，还需要配置光伏制氢等一些储能设施项目，否则很难获得审批。回看这个周期，光伏电站一般需要6到8年，特殊项目可能需要10年左右。加上配套的储能设施，这个周期还会进一步拉长。即使对于强大的国有企业和大型民营企业来说，这也是不小的成本。

目前“可再生能源储能”的成本主要由新能源开发商承担，但获取收益的途径仍仅限于发电和上网。在企业看来，储能成本的增加并没有直接给原有的商业模式带来新的变化，储能项目被认为是“鸡肋”。一些企业为了应付差事，推出了“假储能”项目，让储能成为一种展示。

在这种情况下，虽然很多储能企业提出了自己的经营计划，希望发电侧、电网侧和用户侧都承担一定比例的储能成本，但如何分摊成本、如何收费成为难题。

储能产业的春天来了。但说到商业模式开发和成本核算，不仅是企业，行业内的专家也无法给出明确的答案。“一步一个脚印，一步一个脚印”已经成为储能行业的尴尬。

除了储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资等方面的投资，更严重的是企业未来可能连建设成本都投不进去。目前大部分储能电池使用锂离子电池，一辆锂离子电池车的需求导致上游锂钴资源急剧增加。然而，储能电池需求爆发后，没有人能估算出原材料的价格。

另一方面，氢能储能行业处于起步阶段，上下游渠道尚未打通。新能源制氢的成本远高于化工制氢。在规模效应和下游市场需求井喷的情况下，氢能储能商业化仍在探索中。

目前电能储存和氢能储存的技术都是迭代的，在技术方面几乎没有制约行业发展的因素。真正限制储能产业的是如何将其商业化。

资本市场在过分关注上游龙头企业的同时，也要关注新能源项目运营公司，上下游合力推动商业化，让储能行业走得稳、走得好。