4月份北京的ESIE2023第十一届国际储能展的火爆场面再一次见证了储能产业如今的炙手可热。政策力挺、资本追捧、技术快速迭代、新增装机急速增长、新玩家加速涌入，种种现象无不让能源行业的从业者们对储能产业的发展速度引颈侧目。
诚然，“双碳”背景下，新能源快速发展，储能技术变得愈发重要。新能源的间歇性和波动性，让储能技术的应用有着无限的想象空间。未来新型电力系统中，提高能源的安全性、可靠性和可持续性，储能似乎已是不二之选。
储能技术主要包括机械储能、电化学储能、热储能、氢储能等类型，目前抽水蓄能装机规模处于主导地位，但占比持续下降，以磷酸铁锂电池为代表的电化学储能占比持续提升。
在我国，当前形势下，强制配储是当前储能产业发展的重要驱动力，各地纷纷推出储能补贴政策，调动行业投资积极性。但与此同时，储能的本质是交易，这一观点似乎也赢得了业界的一片认可。储能和新能源解耦，储能作为独立市场主体参与辅助服务与电力现货市场似乎也正在成为政策引领与储能产业未来的方向。
面对方兴未艾的市场，面对鱼龙混杂的储能集成商，面对泥沙俱下储能项目，面对扑朔迷离的储能政策方向，似乎很多问题都不容易轻易得出结论。所以，笔者常常在想储能的本质究竟是什么？真的是交易么？还是说交易只是储能被人为赋予的属性？
当我们认真审视新能源强配储能政策，不难发现，实质上在强配储能的政策逻辑里，储能是被当作并网设备使用的。在未来新能源大规模接入电网的场景下，系统调频调峰能力不足，需要储能参与保证系统的可靠性和稳定性。类比场站侧调节无功的设备SVG，场站侧调节有功的设备就是电源侧储能；而电网侧调节无功的设备同步调相机，类比一下调节有功的设备就是电网侧的共享/独立储能。
去年中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。据此，我们不难得出结论，目前储能的利用率还处在一个很低下的水平，储能在现阶段还并没有产生其预期的作用。
于是储能似乎在更多的时候沦为了政策性并网设备，也因此引发了业界对新能源配储诸多的质疑与诟病。其实新能源配储利用率低有着多方面的原因。一则目前新能源占比还并不高，传统火电调频调峰能力大多数情况是足够的，储能的强配目前更像是未雨绸缪；二则新能源配储较为分散，且主体太多，电网调用起来多有不便，于是不调用、少调用成为各地电网统一的选择也就不足为奇了。补贴政策再好，不调用储能，又如何产生收益？而没有收益新能源开发商为什么要建设储能呢？
其实要求新能源开发商建设储能也是电网的无奈之举，电网如果有足够的资金和能力，似乎这个任务交给电网是更加合适的。毕竟建设储能的初衷是保证电网运行的坚强稳定。于是为了给开发商们找到一个经济上说得通的建设储能的理由，“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”这句口号便应运而生，成了一个可以宣之于口的理由。储能可以获利，也是新能源开发商应该承担的责任——这便是支撑新能源强配储能政策台面上的核心。
而究竟怎么获利呢？思来想去，交易——这一特殊的储能盈利属性被拔高到了空前的高度，甚至被业界认为是储能的本质。虽然这一点在市场自由的逻辑下也完全说得通。但是，且不说我国电力市场改革还有很长的路要走，中国能源市场从来不可能是一个自由的市场，保障能源安全才是重中之重。
再换一个角度，促进储能产业发展的根本动因真的是交易盈利么？且不说储能作为市场主体参与电力交易是否一定可以盈利（如果策略不好，高充低放铁定是赔钱的），就算交易可以赚钱，开发商们真的会为了赚这个钱而提高建设储能的积极性么？国有发电集团有发展新能源的十四五规划，可没有储能的发展规划。而发展储能的主力投资者，注定是这些发电集团——这才是储能的发展必须依附于新能源的本质原因。
当然，我们也应该看到，或许工商业储能、户用储能、楼宇储能峰谷套利的盈利模式，其内在的本质确实是交易。但这些应用场景下的储能规模相比于庞大的电源侧、电网侧储能，着实就不够瞧了。
所以储能的本质真的是交易么？这的确是一个美好的愿望，是解决当下储能发展问题的有效思路，是避免低价竞争劣币驱逐良币的强力手段，是一个高远的理想。
但我们同时也应当承认，在很长一段时间内，在电网实际的储能需求与投资主体投资储能行为之间，充当纽带的，依旧会是新能源项目。
