国网湖南综合能源自4月份下发了28个项目189万千瓦装机规模的储能计划通知以来，时间已经过去了5个月，离年底只有4个月零五天，从笔者了解的情况来看，大家都在观望，问题出在哪里呢？

       根据通知文件要求，新建新能源项目需配套储能20%容量的储能2小时充放电量的储能电站方能获得电力接入批复，28个项目原来有少数项目属于有补贴的项目，但是由于未能及时开工建设，现在开工需配套储能，根据年底并网的能源局电价补贴政策，这几个项目不仅没有了补贴，而且还要投入储能电站的投资，尽管湖南平价项目电价属于高价（0.45元/kwh），但湖南的风资源相对而言还是一般水平，如何保证在储能建设的基础上，还要平价上网，如何达到各大央企的最低收益水平，成为了各个开发业主的首要问题。

       根据国网湖南综合能源的要求，新能源开发业主自行投资建设储能电站，根据目前的建设投资成本，基本千瓦投资造价在150-190元之间（10年寿命，实际风电二十年的寿命，成本 需要翻倍），根据不同电池的配置要求略有差异。根据湖南的投资造价，不低于8000元/kw的造价水平，再增加300-400元左右的投资造价，无异于雪上加霜，本来收益率在盈亏平衡点左右的项目基本就没有了投资的可能性。

       这里需要说明的是：当然国网并未明确非要电源开发商投资建设，前提是拟建设一个电源，就得有20%的储能电站备着。如何既不投资，又有储能电站用，其实大家都知道租赁，那么问题就来了：

       投资储能电站的投资商如何收回投资？

       目前新疆，青海，甘肃，江苏，广东部分省市已建有少数的新能源配套储能电站，一般的收益模式是两部分，年租金和峰谷电价差收益，这几个省份基本都实施了峰谷电价差储能，根据储能电站的效率来看，最高1度电只有86%的输出，也就是有14%的损耗，同时寿命基本10年左右，当然还要处决于调峰充放电次数频率。

       国网湖南综合能源已经建成了6万千瓦的储能电站，属于国网自建，目前主要通过收取固定租金方式获取收益，这是国网自己内部的收益问题，如果外部企业建设，这种操作模式可行吗？

西藏储能电站（照片来自网络）

       这里存在两个难题：

       1，收取多高的租金合适？高了新能源企业不愿意？

       2，调峰峰谷电价差是否有？

       由于湖南目前用电侧没实施峰谷电价，导致湖南这28个项目一直处于观望状态，核心问题在于储能的电价机制没有得到落实，会不会实施？实施，多高的峰谷电价合适？

       问题不会永久摆在我们投资业主面前，总需要有人敢吃螃蟹，破局储能已经成为湖南风电光伏新能源发展的关键一环？新能源投资业主既不投钱建储能电站，又能满足上网要求，同时储能电站投资商又能保证电站的稳定回收！这里面临一个抉择：谁先破局吃这个 螃蟹，有可能会前期收益盆满钵满，当然也有可能亏得一塌糊涂，但必须有人破局！

       储能的规模如何扩大，从各个环节来看，问题在于部分地方电网的政策如何落地，是先有鸡还是先有蛋，这就是储能电站投资方与国网综合能源的一次对赌，对国网来说，湖南储能迫在眉睫，因为今年8月已经出现峰谷的负荷差异两倍多，高峰和低谷对比为3500万千瓦/1500万千瓦，如何通过储能最大限度的把电源企业的电合理的销售出去，成为当务之急！

       从产能总量来看，电源已经足够，但从电源消纳负荷来看，储能已经成为负荷削峰平谷的重要手段，只要储能的投资企业能够解决投资收益问题，我相信这个问题就迎刃而解。

       期待我们行业的企业在在尴尬的局面中破壳而出！