(2020年10月29日，浙江长兴县，在10千伏长兴雉城储能电站内，工作人员在蓄电池室检测并网后单个蓄电池电压。
图/新华)储能的狂热与困境本刊记者/霍思伊发于2021.12.20总第1025期《中国新闻周刊》在今年的“拉闸限电”中，东北的情况最为严重，专家认为，这与当地风电占比过高有关。
2021年1~7月，东北风电发电量在全国风电发电中的占比高达23％；2021年1~5月，东北风电发电占工业用电量的比重则高达33.9％。
同时，另一组数据显示，东北风电月度发电量波动极大，谷底时仅为峰值一半左右。
2021年6月以来，受天气因素影响，东北风电发电量骤减。
由于新能源改革过快，又缺乏足够的煤电来托底，于是只能采取最后的手段：拉闸。
根据国家规划，预计到“十四五”末，新能源将成为各地的主力电源，可再生能源发电装机占电力总装机的比例将超过50％，到2030年，风电和光伏的装机将不低于12亿千瓦。
但新能源发电“靠天吃饭”，具有随机性、波动性和间歇性的特点，而随着风光在未来的大规模高比例并网，如何保障电力稳定供应并实现高水平消纳利用，成为关键难题。
强配储能“大势所趋”储能，顾名思义，就是在电力富余时将其存储下来，在需要时放出，本质是通过充放电来实现电网的实时平衡，类似于一个大型“充电宝”。
当前，主要的储能方案是采用抽水蓄能，用电低谷时通过电力将水从下水库抽至上水库，用电高峰再放水发电。
在不同的储能技术路线中，抽水蓄能的技术最成熟，成本也最低，适合大规模开发，但由于受地理条件的限制，无论是开发潜力，还是增长空间，都不如这几年涨速更快的新型电化学储能技术。
而在新能源阵营里，由于光伏对储能的需求更高，以及考虑到成本问题，目前通行的做法是光伏企业配备电化学储能。
电化学储能有多流行？从一组对比强烈的数字中可以找到答案。
中关村储能产业联盟（CNESA）数据显示，截至2020年底，在全球已投运储能的累计装机中，虽然抽水蓄能占的份额最大，为172.5吉瓦（1吉瓦=100万千瓦），但增速极低，同比增长只有0.9％；而全球电化学储能的累计装机规模只有14.2吉瓦，但同比增长高达49.6％。
中国是全球最大的电化学储能市场，2020年首次次超过美国，在全球市场的占有率达到了33％。
2015~2020年，中国电化学储能装机复合增长率超过80％，2020年电化学储能的同比增长甚至达到了91.2％。
如果说全球电化学储能还只是在高速路上奔跑，中国的电化学储能是在“飞”。
但就在2019年，中国电化学储能增速还只有59.4％。
2020年究竟发生了什么？2020年上半年的一天，山东省某光伏开发企业董事长王杨突然被叫去参加了一个会议。
会议由山东省能源局组织，国网山东的人也在，王杨发现，当地一些“叫得上号”的新能源企业悉数到场。
省能源局的人说，最近，山东电网的调峰功能已经急剧恶化，当下迫切要解决的是电网不稳定、不平衡的问题。
王杨一听就明白了，这个“解决方案”就是“新能源+储能”。
果然，几个月后，2020年6月5日，国网山东发布要求，2020年山东参与竞价的光伏电站项目，“储能配置规模要按项目装机容量的20％考虑，储能时间2小时”。
到了2021年2月，山东省能源局再度发文规定，配套比例“原则上不低于10％”，在措辞上更加强硬。
实际上，此前，电网一般会与新能源开发商在私下里达成协议，规定配置储能可以优先并网，这是业内不成文的惯例。
但从2020年下半年开始，多地的政府和省网公司将这一条件摆到了台面上，纷纷在新能源竞价的招标方案中写明配置储能的比例。
比如，国网湖南2020年3月23日发布规定，要求储能项目与省内风电项目同步投产，配置比例为20％，时长为2小时。
三天以后，内蒙古自治区能源局也在《2020年光伏发电项目竞争配置方案》中写明：优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5％，储能时长在1小时以上。
此后，河南、山西、新疆、河北、江西等地也相继发文。
记者统计各省区政策发现，2020年，全国先后有17个省市区出台了相关政策，而进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”。
各大央企、国企，以及部分民企纷纷布局，比如，国家能源集团2021年新开发了五个一体化项目，华能集团有八个新项目，其中包括位于安徽蒙城的“风光储一体化新能源基地”，总规模达到2吉瓦。
目前，各省区的储能配置比例基本都在5％~20％之间，一般要求储能时长为2小时。
从各地规定来看，大部分地区新能源“强配”储能措施由暗到明，到2021年成为大势所趋。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对《中国新闻周刊》指出，各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。
截至2020年底，全国可再生能源发电装机达到9.34亿千瓦，占全部发电装机的42.5％，但同期，可再生能源发电量只有2.2万亿千瓦时，占全部发电量的29.1％。
“可再生能源的装机规模特别大，但是发电量很小。
”厦门科华数能科技有限公司市场总监陈超对《中国新闻周刊》说。
陈超指出，今年各地频频的“拉闸限电”和全国范围内的电力缺口，其实反映出风光等新能源并没有充分承担起在电力系统中的责任。
而在“双碳”目标下，国家提出要加快构建以新能源为主的新型电力系统。
而储能作为一种重要的电网灵活性调节资源，它的发展制约着更高比例和更大规模可再生能源的并网进度。
简而言之，如果储能“跟不上”，新能源装机量再大，实际发电量也上不来。
再以山东为例，该省过去曾因煤炭消费占比高、煤电装机占比高的“两高”问题被批评，因此近几年积极发展新能源。
截至2021年9月底，山东光伏装机达2868万千瓦，居全国第一，但山东电网的灵活性调节资源却不足1％，远低于全国6％的平均水平。
在2021年4月举办的第十届储能国际峰会暨展览会开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平强调，2030年中国要想实现12亿千瓦的新能源装机容量，至少需要匹配2亿千瓦的储能。
目前我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期，到2030年我国抽蓄电站装机最多只能达到1亿千瓦。
“那么，剩下的1亿千瓦的储能要怎么实现？”(2021年12月13日，河北秦皇岛市抚宁区，施工中的抚宁抽水蓄能电站。
图/新华)商业模式困境陈国平抛出的疑问，王杨也在思考。
他并非不知道储能对山东的重要性，但站在企业角度，如果从储能中“赚不来钱”，则没有动力主动去配，而如果企业一直不配，消纳问题就难以解决。
他理解政策要求“强配”储能背后的无奈，但问题是，也别让我们亏太多。
”他说。
王杨为自己算了一笔账，建一个光伏电站，比较理想的情况下，收益率“能达到10％就已经不错了”，大约需要10年来收回成本，如果再配上20％的储能，投资成本会再增加10％~20％，收益率也随之从10％降到了6％~7％。
根据山东电力工程咨询研究院裴善鹏等人在一篇论文中的最新测算，如果建设一个500兆瓦的新能源项目，按照20％、时长2小时的储能配比要求，直接投资将增加 4 亿元，共增加成本6.7亿元。
2021年是“风光平价”元年，风光的电价补贴时代已经在2020年底结束，现在，风电和光电执行的是燃煤标杆上网电价，相当于要和火电在同一个起跑线上去竞争。
在这样的背景下，原本光伏企业的日子就不好过，强配储能政策更是雪上加霜，让他们的利润空间进一步压缩。
在成本的压力下，王杨还观察到，近几年新能源的项目越来越向大型的央企、国企集聚，民营光伏企业只能在“夹缝中艰难生存”。
王杨的纠结指向一个储能行业多年的痛点：缺乏有效的商业模式。
目前，光伏企业在储能这块的主要收入
