北极星风力发电网讯：从2021年开始，电动汽车销量大涨与市场的长期看好，叠加新能源加配储能政策的频发颁布，推动国内各地储能市场处于爆发的前夕。

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也是从2021年开始，储能电池原材料价格大幅上涨。今天（10月27日）SMM最新报价显示，碳酸锂涨价3000元，均价突破55万元/吨，刷历史新高。

不匹配的供需矛盾将市场带入战略性锁单的恐慌中，顺势推高了整个新型储能系统的成本，业内甚至出现关于储能企业是否由于电池供应不足“暂停接单”的争论。事实上，每年四季度都是风光等新能源场站集中并网的时间段，在配置储能成为项目并网的前置条件下，如果储能建设出现问题，确实会暂缓整个项目的并网进程，或者短时间内抬高项目建设与并网成本。

哪些省份要求配储能？

在构建以新能源为主体的新型电力系统中，储能在平抑风光发电的随机性和波动性上发挥着关键作用，随着“新能源+储能”成为储能市场未来发展的大趋势。尤其是进入2022年后，各省在下达本省风光建设方案时，配置一定比例的储能几乎已经成为无论是保障性并网项目还是市场化并网项目的前置条件。

10月20日，河南省下达《关于下达2022年风电、光伏发电项目开发方案》，2022年河南省风电、光伏发电项目开发方案共507.1万千，均需要按照储能配置20%~55%、时长2~4小时不等的要求进行建设。

据《储能产业研究白皮书2022》显示，未来5年“新能源+储能”将是新型储能的主要应用场景，而新能源配套储能的政策颁布，将成为电力储能的最大的增长动力。

储能成本如何疏导？

2021年8月，两部委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》。彼时北极星针对该政策发布了自己“购买调峰能力换并网规模 新能源边际成本再增加”的看法。时至今日，在储能原材料价格持续攀升、政策要求储能配比一再强调的情况下，新能源配置储能的成本仍然面临不小的增长压力。

储能系统成本与储能电池价格息息相关。当前，电池的主要原材料碳酸锂供应受限，原材料价格调整后的磷酸铁锂（LFP）电芯成本相对2021年5月水平增长84%，在2022年3月达到峰值153美元/kWh。

今年9月，中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙也曾指出，受电池电芯成本大幅涨价的影响，今年我国储能系统成本上行至1.6元-1.9元每瓦时。

也就是说，在单价高点时期，10MW/20MWh的储能系统成本达3800万元。且国内储能电站一般采用EPC模式，据业内专家测算，2022年3月，国内EPC工程平均承包费用处于2元/瓦时，相当于投建一个10MW/20MWh需要约4000万元。

而据北极星风力发电网统计，当前的储能系统、EPC总承包单价仍然在1.5元、2元每瓦时左右徘徊。

目前，新型储能的成本回收机制主要有共享租赁、峰谷差价套利、电力辅助服务等方式。但据业内专家分析，就“共享租赁”模式而言，目前在新能源电站配储能才能并网的政策导向下，开发企业“变投为租”、储能电站独立运行，新能源电站不具备储能使用权，不参与储能电站收益分享，自然也就无法利用后两种模式提高收益。

即便是新能源开发企业自行投资建设储能，由于新型储能电站投运规模较小，真正接受调度的电站较少，电力辅助服务作用发挥得还是不太明显，其使用价值还处于示范状态，难以实现商业模式上的闭环。

一直以来，成本疏导不畅是影响新型储能产业发展、新能源加配储能积极性不高的最大桎梏。虽然“新能源+储能”可以有效减少新能源场站考核费用和弃电风险，但长远来看，鼓励新能源企业探索与储能融合发展的商业闭环、完善新型储能参与辅助服务市场、完善峰谷电价等相关政策，才能持续推动新能源+储能的健康发展，形成新型电力系统中稳固的“源”端组合。