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。