商业化落地:真假储能的分界线

2021-10-28 01:24:15 证券日报

    郭冀川 邢萌

    储能成为不少企业“甜蜜的烦恼”,虽能更高效率地配置新能源,但投资大、盈利难等烦恼也同样摆在了企业面前。

    一位光伏企业负责人告诉记者,现在的大型光伏电站审批,除了考虑电力消纳问题,还需要配置一些光伏制氢项目等储能设施,否则很难获批。从回本周期来看,光伏电站一般是6年至8年,特殊项目可能需要10年左右。再加上配套的储能设施,会将回本周期进一步拉长。即使是对于实力雄厚的国企和大型民企而言,这也是一笔不小的成本。

    目前,“可再生能源+储能”成本主要由新能源开发商承担,但获取收益的途径依然只局限在发电上网。在企业看来,增加的储能成本并未直接给原有商业模式带来新变化,储能项目被认为是“鸡肋”。有些企业,上马“假储能”项目应付差事,使储能成为摆设。

    这种形势下,虽然有不少储能企业提出各自的商业规划,希望让发电侧、电网侧、用户侧均承担一定比例的储能成本,但成本如何分担、如何收费,又成了一道难题。

    储能产业的春天已来。但谈到商业模式开发和成本核算,不仅是企业,业内专家都不能给出明确的答案。“走一步,看一步政策”成为储能行业的尴尬。

    抛开储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资等投入,更严峻的是,未来企业可能连建设成本都投不起。目前大多数储能电池使用锂离子电池,一个锂电池汽车的需求,已经导致上游锂、钴资源大幅涨价,而储能电池需求爆发后,原材料价格会涨到多少,谁也无法估计。

    反观氢储能产业正处于起步阶段,上下游渠道尚未打通,新能源发电制氢的成本,远高于化学制氢。在尚未形成规模效应和下游市场需求井喷情况下,氢储能这条路径的商业化仍处于探索中。

    目前,电储能、氢储能技术不断迭代,在技术端几乎没有制约行业发展的因素,真正限制储能行业的是如何商业化落地。

    在资本市场将目光过于聚焦在上游龙头企业的同时,也应关注新能源项目运营公司,上下游形成合力推动商业化,才能让储能行业走得又稳又好。

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