連日來，儲能行業相關概念股火爆，上能電氣連續11個交易日創造了238%的收益率、華陽股份一個月漲幅77%、科士達兩個月漲幅達180%，火爆背后的原因是什么?

伴隨著“整縣光伏”推進，業內有聲音傳出——“這之后就是整縣推進儲能。”一邊是政策支持，國家發改委、國家能源局近期發布了《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，要求按20%以上進行配置可優先并網，并要求配置儲能與發電項目同步建成、同步并網;一邊是儲能成本下降，儲能設備、儲能管理系統技術及質量增強，似乎也在印證儲能正在醞釀大動作。不過有專家冷靜指出，推進“整縣儲能”還為時尚早。

一位光伏制造商告訴記者：“現在光伏整縣推進并沒有經濟性，如果再加上儲能，會進一步增加成本，標準問題和安全問題也沒有解決，如果放在用戶側，也就是老百姓家里，存在一定風險。”他坦言，如果不具備經濟性，則沒有企業或個人愿意投資。

“現階段，儲能成本高企、價格機制不明確等都制約著用戶側儲能的發展。目前，戶用并網儲能主要應用在電價較高、峰谷價差較大的國家和地區，如歐美和澳洲等。粗略測算，當峰谷價差超過0.68元/千瓦時的時候，儲能系統方可獲利。”上述光伏制造商認為，多年前，光伏系統因成本較高無法走入尋常百姓家，后來在政策鼓勵和系統成本下降的雙重作用下，戶用光伏系統也漸漸走向平價時代。國內用戶側儲能的發展或許也將經歷類似的發展路徑。“但現在說整縣儲能，太早了。”

不僅如此，該光伏制造商還認為，現在儲能行業尚未出現大型企業，還沒有摸索出成熟的市場機制和商業模式，倉促進入整縣儲能，對于中小企業來說存在一定風險。此外，欠缺電力輔助服務市場補償機制，如設備廠商為取得訂單基本上是進行墊資建設。“如果要墊錢搞推廣，成本回收要等到什么時候呢?企業承受得起嗎?”

今年以來，山西、寧夏、青海、內蒙古、貴州、河南等多個省區發布新能源配儲方案，奇點能源總經理劉偉增表示：“在碳達峰、碳中和目標推動下，光伏的高比例接入，對電網和配電網形成了極大挑戰，必須同步配備安全高效的儲能方案，打通‘發儲配用’全面管理，為光伏高質量整縣推進保駕護航。”

前不久，發改委印發了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制，合理確定峰谷電價價差。這意味著將來國內電價將拉開峰谷價差，加之儲能及光伏系統成本繼續下降，有望打開整縣儲能市場。

一位儲能企業專家認為，中長期來看，用戶側儲能是支撐儲能市場蓬勃發展的重要組成部分。“保守按照平均每個省最終上報 20個光伏整縣推進試點計算，估計目前已經上報的22個省(區)將有超過400個縣參與到此次分布式光伏整縣推進中，按照每個縣 20萬千瓦的規模計算，400個縣整縣分布式光伏裝機規模將超過8000萬千瓦，最終規模或超過1億千瓦。這意味著，隨之而來的可再生能源高滲透率有可能對電網造成巨大沖擊，發展整縣儲能或許可以作為‘穩定器’提供支撐。”

隨著電力系統增加儲能，配套成本隨之上升，電價是否會上漲?

上述專家認為，從電力系統整體來看，光伏配合儲能調峰能力的增加將提升電力系統的靈活性，有助于可再生能源的大規模發展。“整縣配儲并不會提升電價，因為在現行系統下，隱性的碳減排成本和收益是未計算在內的，未來碳交易市場、綠電交易等將補足該部分收益。”

現在工業用電與居民用電的交叉補貼一直存在，電價承載的轉移支付、補貼等金融屬性在市場驅動下，將逐漸恢復其商品屬性，未來可能大力推廣施行‘居民階梯電價+分時電價’，為戶用儲能帶來空間。”在專家看來，不用為了漲電價而擔心，“戶用儲能會催生出通過電力輔助服務市場回收的容量成本,通過現貨市場回收的電量電價，均按照市場機制予以疏導，由相關受益方承擔的情況來平穩整縣儲能推進后的電價。”