对业主而言，最关心的还是成本问题。“我们在内蒙古、安徽、江西、河北、新疆等地无市场化独立储能身份的新能源场站配储项目无收益模式，近一年收入几乎为零。”国内某能源企业高管坦言，“这些项目在建而不用情况比较普遍，导致部分电站利用系数低，增加了新能源建设成本，更谈不上收益。”

据《中国能源报》记者了解，目前部分地区已出台配储参与电力市场以及配储转独立储能的政策，但电站运营相关方较多，运行模式、计量、偏差处理等问题颇为复杂，执行难度较大。

上述《研究》也指出，新能源配储无法获得市场收益且回报率低，电站方主动投资配套储能的动力不强；火储联合调频是目前市场化程度最高、投资回报相对较好的应用领域，但规模有限；新能源单独配储，成本由新能源场站单独承担，经济性最差。

提高循环次数，降低投资成本是储能电站盈利的关键，但往往在实际运营中不及预期。“厂家称电芯循环寿命可达6000—8000次，但实际使用寿命可能只有3000次。厂家电池循环寿命测试通常是在恒定环境温度(例如25℃)下进行，而现实应用中，天气、场景对储能系统实际使用寿命影响非常大。”上述能源企业高管强调，企业并不是追求技术最先进，而是要追求性能和价值的最大统一。

增加盈利能力是当务之急

清华大学教授夏清认为，市场机制是问题的根源。“以中长期为主、现货市场为辅的电力市场模式难以适应风光储高比例的发展，新能源的波动性只有到现货阶段才能准确预测。因此，随着新能源比例提高，需要逐步构建以现货市场交易为主、差价合约规避不确定性风险的电力市场体系。”

另外，储能规模化发展，更要加大调度应用，使其充分发挥价值。“水电大省具有明显的丰水期和枯水期，一般有外送需求，需重点关注氢能等跨季节储能或采用风光水互补方案；火电大省多为负荷中心，一般有多个特高压直流落点，对储能的需求主要是满足本地新能源消纳、调峰调频、紧急功率支撑等；新能源大省对储能的需求主要是满足新能源本地消纳和外送，解决系统多时间尺度有功功率不平衡。”岳芬进一步指出，利用两种或多种储能技术配合应用的混合储能可实现性能上的优势互补，满足不同应用场景、不同运行工况下的差异化需求，混合储能系统将成为行业发展的必然趋势。

上述能源企业高管指出，要进一步加强新技术、新产品研发及验证，加快技术产品优化迭代，促进储能技术不断进步，解决新型储能安全、寿命、成本等关键问题，不断积累运维经验，加快储能智慧运维系统研发应用，充分利用好海量运行数据，对潜在故障、风险进行预警，提高场站运维效率。“与此同时，建议主管部门完善电力市场机制，研究出台电网调度次数、容量补偿等保障性政策，以及峰谷价差、现货补贴等激励性政策，为新型储能发展提供空间，兑现储能价值，引导电站业主算好经济账。”