2020储能市场的热点莫过于新能源侧了。

自2019年年末以来，从安徽而起的风光储浪潮，已席卷大江南北。截至目前，全国大约有10个省份对新建风电和光伏项目都有加装储能的要求或倾向。

单从规模来看，仅湖南一省就超过700MWh，经过测算，内蒙的市场规模也在140MWh以上。这意味着，2020年仅以上两省的装机就已超过2019年储能装机总和。

新能源侧的突然启动或许跟电网侧储能的暂停有关。去年5月，随着储能被排除在输配电价之外，被严重削弱投资积极性的电网于同年12月正式叫停了电网侧储能。

然而，由于消纳空间受限，电网对储能的需求依然迫切，不想牺牲自己利益来投资储能电站的电网将目光瞄向了发电企业。

在各地政府和省网公司的“积极助推”下，储能在新能源侧的应用模式被大力推广，并有成为新能源“标配”之势，储能成本已被迫转嫁给新能源开发商。

实际上，新能源侧的储能，虽然名义上安装在电源侧，但其实却是电网来调用，可以称之为“电源侧的电网侧储能”。而在强势的电网面前，新能源企业为了并网不得不上储能。

此时，成本或将成为新能源企业唯一的考量因素。

低价竞争之殇

一味追求低价偏离项目成本的不良现象已在招标及竞标中愈演愈烈。

5月中旬，三峡新能源青海项目开标，1.699元/Wh的EPC价格再次刷新行业底线。业内普遍认为，如果按照足额的容量和循环寿命要求配置，这一价格已远低于行业公认的成本价。

电力央企招投标一向是行业价格风向标，三峡新能源只看价格不看质量或许是出于无奈之举，但却给储能开了个不好的先例。

更为关键的是，如果所有业主都“以低价中标”为导向，容易诱发“劣币驱逐良币”、“逼良为娼”现象，会极大削弱上下游企业研发的积极性和发展动力。

这是中国储能乐动平台现阶段的尴尬，恶性竞争将“储能商业模式缺失”这一问题再度凸显出来。

按照理想模式，新能源配储能是被寄予厚望的。在集中式光伏、风电基地布局大容量储能，通过平滑输出、参与调峰调频，可以提高电能质量，参与电网负荷平衡，从而优化新能源消纳。

实际操作中并非如此。由于买单和投资回收机制不明，在新能源企业看来，上储能属于纯粹的成本投入，如同早期加装SVG装置一样，并网之后很可能只是个“摆设”。

亦有不少厂商反馈，目前低价竞争日趋白热化，已经到了赔钱赚吆喝的地步。

为了如期并网拿到高电价，很多企业火急火燎地上马储能项目，有的却走进了一条歧途。据行业内部人士透露，“没有企业愿意赔本做工程，到了一定程度再降低成本一定是以牺牲质量为代价。只好通过单纯的偷工减料去降设备的成本，有些在系统容量上做手脚，有些甚至会用一些劣质的电池和PCS”。

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