目前，我国储能补贴主要以用户侧为主，难以影响配储比例。不过，储能补贴会提升储能的经济性，有助于由之前的强制配储向主动配储转变。

中关村储能产业技术联盟高级研究经理张兴表示，强制配储政策主要针对集中式风电、光伏电站。为解决新能源并网带来的调峰、调频等问题，各省根据实际情况制定了各自的强制配储政策，这是电网的刚性需求。强制配储政策是在我国电力市场不成熟、储能无法通过市场全部收回成本的情况下的现实选择，促进了储能的快速发展，但也在一定程度上影响了新能源项目的经济性和建设进度。地方政府给予补贴，会提高新能源企业配储的积极性。

一位新能源电站投资方对记者直言：“由于新能源项目配套储能的市场机制尚不完善，企业将配储成本计入项目总成本，部分新能源项目的开发可能受到限制。所以，目前新能源项目配置储能的比例主要是基于各地政府的政策要求，在满足项目收益率要求的前提下进行投资开发。"

“各省要求的新能源配储比例是很低的‘准入门槛’。企业的储能配置高于政府设定的标准，可优先排队争取到新能源项目。企业不愿意配储，一般会采用能拖就拖的策略。"某新能源企业负责储能业务的人士对记者坦言，如果意在拿下项目，实际的配储比例肯定要高于地方政府规定的标准。随着电力市场建设加速，储能的经济性越来越好，企业更多是从长远考虑，一般按20年规划，先把并网点占上。例如，100兆瓦以上的储能电站接入220千伏变电站，接入间隔是有限的，考虑到先到先得项目，企业出于先“占坑"的想法，实际的储能配置往往高于地方政府设置的标准。

楚攀也对记者表示，随着大型储能电站规模的不断增大，其接入电压等级也不断提升，而电力系统中能够兼顾场址、裕量、收益的优质接入点是有限的，不是每一个变电站都有裕量去接入几百兆瓦时的储能容量。这也是现在很多大型储能项目抓紧规划、备案、做方案的原因所在。看好储能的大型企业存在一定的“跑马圈地"心理，就算一期项目不挣钱，也希望在二期三期赚回来。

“补贴并不能大幅提升甲方投资储能的热情。不过，新能源强制配储政策依然是今年大型储能发展的核心动力。"楚攀表示，“如果没有强制配储政策，不少储能公司业绩可能会剧减五六成，强制配储政策是储能行业快速发展的一个强大驱动力，从新能源自身的发电特点来看，这一政策的逻辑是通顺的，应该可以长期存在。"

一、功能特点（LYXW9000三相相位伏安表操作十分方便）

三路电压、三路电流矢量同屏显示，对于复杂差动保护装置可采用双钳法进行多次测量*终绘制出完整的六角图。

采用钳形电流互感器接线，不用断开电流回路，安全方便。

可进行复杂保护装置的矢量分析，判断接线是否正确，并给出正确的接线图以供对比。

可进行常规电参量测试，同时显示三相电压、三相电流、三相有功功率、三相视在功率、三相相位角；并可直读折算到互感器一次侧的电压幅值、电流的幅值、功率的数值。

可进行三相三线高压计量装置错误接线检查，能对三相三线48种接线进行分析判断，直接给出分析结果；查处恶意改变计量接线的窃电手段，有效避免电费流失。

可进行现场被测信号的谐波分析，能分析出2－50次谐波的各次含量，自动计算出总谐波失真度。

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可将保存的记录上传到后台管理计算机，进行综合分析，评审。

具备万年历、时钟功能，实时显示测试工作进行的日期及时间。

体积小、重量轻，便于现场使用。

预留USB接口，可用仪器来替代优盘等移动存储设备。

二、技术指标（LYXW9000三相相位伏安表操作十分方便）

输入特性

电压通道数量：3通道

电压测量范围：0~450V

电压显示位数：6位

电流通道数量：3通道

电流测量范围：0~10A

电流显示位数：6位

相位测量范围：－180°～＋180°

谐波分析次数：2～50次

准确度

电压：±0.2%

电流、功率：±0.5%

相角：±2°

谐波电压含有率测量偏差：≤0.3％

谐波电流含有率测量偏差：≤0.5％

工作温度：－15℃~ ＋40℃

充电电源：交流160V~260V

绝缘：⑴、电压、电流输入端对机壳的绝缘电阻≥100M?。

 ⑵、工作电源输入端对外壳之间承受工频2KV（有效值），历时1分钟实验。

体积：250mm×160mm×60mm

重量：1.8Kg

1、同时测量三相电压或四路电流(包含零线电流)；

2、同时测量三相交流电压相角、电流相角、功角；

3、测量电网频率和相序；

4、自动判别变压器绕组、容性和感性负载；

5、六角图显示，彩色相序分析；

6、有功功率、无功功率、视在功功率、三相功率和和功率因数测量；

7、数据保存和查看功能；

8、 数据静态保存功能；

9、3.5寸TFT彩屏显示具有触摸功能；

10、 锂电池供电、一次充满可连续待机大于20小时；

谈及储能企业的盈利情况，业内人士均认为，储能行业商业模式薄弱，要健康高质量发展亟需完善收益渠道。去年，一部分独立储能企业参与了市场交易，可以从市场化角度获取收益，而新能源配套储能参与市场必须做技术改造，储能可单独计量、单独并网之后，才能转为独立储能电站参与电力市场，这在无形中增加了企业成本。

张兴认为，发电企业之前不愿意配储，是因为新能源参与电力市场的规模和力度较小，多数新能源配套的储能无法参与电力市场。随着储能成本不断下降和电力市场逐渐成熟，补贴也将取消，市场化是未来储能发展的出路。“目前政策、企业、市场各方均是边推进边完善，肯定需要一个过程，大家都是摸着石头过河。"

楚攀建议，储能行业要实现健康发展，一要加快建设储能企业的市场化收益渠道，并不断丰富、稳定这些渠道。未来更多的省份将开通电力现货市场，开通后应积极吸纳独立储能电站参与市场交易。二是目前储能电站参与电力辅助服务市场还比较困难，多数省份仅有顶层设计，缺乏执行细节。建议相关部门加大对储能产业的支持力度，严格考核新能源强配储能的执行力度，因地制宜制定可操作、可回溯、奖惩分明的市场细则。

“当前，由于配套储能导致项目成本上升，同时储能电站盈利模式暂未明确，新能源电站的收益出现一定下降。"一位新能源发电企业人士对记者表示，当前储能行业的盈利模式主要有共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价四类。储能行业投资要想从当前的政策驱动逐步转向商业投资价值驱动，需要因地制宜，探索形成符合当地能源结构特点和经济社会发展水平的相对完善的市场机制。

上述新能源发电企业人士表示，对发电企业来说，强制配储政策在一定程度上增加了建设成本，同时配建储能的利用率较低。因此，建议首先要科学规划新能源项目配置储能的类型及规模，当前各地针对新能源项目强配储能的规定往往是一刀切，未充分考虑各项目自然资源条件的差异性，一定程度上导致了储能设备的浪费，项目沉没成本明显上升；其次，要加快构建合理的储能电站盈利模式与运行策略，保障项目整体经济效益；再次，建议引导和推进独立储能项目建设，鼓励新能源项目通过储能容量租赁的方式保证电网安全。独立储能电站的高效利用既有利于新能源项目开发建设的成本控制，也有利于推动储能电站盈利模式的构建与完善。

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