“加快推進能源技術裝備自主化進程，力爭在大規模儲能、智能電網、先進核電、氫能和燃料電池等重點領域取得突破，搶占能源轉型變革先機。”8月13日，國家能源局局長章建華首次在人民日報上發表署名文章,如此點題道。

事實上，自今年7月，國家發改委辦公廳、科技部辦公廳、工業和信息化部辦公廳、國家能源局綜合司聯合印發《貫徹落實<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>2019-2020年行動計劃》之后，儲能的產業價值和發展前景再次得到確認。

數據顯示，2018年，儲能在中國迎來了爆發式增長。截至2018年年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模達31.3GW，占全球市場總規模的17.3%，其中電化學儲能項目累計規模為1072.7MW，是2017年累計投運總規模的2.8倍，其中新增投運規模682.9MV，同比增長464.4%。

迅速增長的裝機容量，證明了市場對儲能需求的明晰以及對其價值的肯定，儲能似乎終于等到了“春天”。但在繁榮的表面之下，儲能其實很“困惑”：自己創造的多重價值并未在當前價格體系中得到充分體現，價格補償機制也尚未建立。

市場經濟時代，如果投資回報難以保證，市場主體的投資熱情勢必受到影響。剛剛進入發展元年的中國儲能，能否找到公允的盈利模式？儲能的發展又能否延續2018年的輝煌一路高歌猛進向前？

“支援”風光，自身盈利難持續

“無論是從能源安全，還是從經濟性方面考慮，可再生能源的發展都是有剛性需求的。”發改委能源研究所國家可再生能源中心副主任陶冶在“第一屆中國儲能學術論壇暨風光儲創新技術大會”上發言時，做出了這樣的判斷。

陶冶認為：基于目前我國可再生能源的增長速度，中國可以完成《電力發展“十三五”規劃》中2020非化石能源消費比重達到15%的目標，并且預計到2020年，我國風電累計裝機規模約為2.3—2.4億千瓦，光伏累計裝機規模約為2.5億千瓦。

但眾所周知，風能和太陽能發電具有隨機性、間歇性的特點，這就使得發電功率不完全可控，大規模接入電網后還容易帶來電力系統功率平衡困難。

更重要的是，由于風電與光伏無法完全匹配負荷曲線，就需要具備靈活性的機組進行調峰調頻，而從我國的現實情況來看，調峰的任務通常由火電機組完成。但作為發電機組，頻繁的啟停調峰和作為備用都會降低火電的投資利用效率。這對于火電來說，同樣是種損失。

此時，儲能的價值得以凸顯。利用儲能的時移特性，不僅可以緩解調峰調頻壓力，解決可再生能源的消納問題，同時風電、光伏與儲能聯合運行，

還可有效提高新能源和并網線路利用率，提高新能源外送能力，延緩為滿足短時最大發電出力而新增的新能源接入電網建設投資。

如此看來，借助儲能來實現風、光的消納，減少棄風棄光的路徑最值得推廣，只是要在保證儲能盈利的基礎上促成交易的發生卻并不容易。

若按照“誰受益誰承擔”的原則，要想實現新能源場站與儲能電站的市場交易，新能源需要向儲能讓利，以保證其基本的盈利空間，或至少能夠覆蓋其成本（0.7元/KWh），但是在風、光逐漸走向平價的今天，這樣的條件都難以滿足。

業內人士分析認為，僅從光伏發展來看，雖然中國的存量項目中仍有部分電價可以達到1.15元/KWh的高電價項目，但從整體上看，2019年國內就有20%的零補貼新增光伏，明年這個指標還可能繼續上升至35%，同時在7月1日后，即使有補貼的競價項目平均度電補貼也僅有5—6分。更重要的是，2021年之后，我國的陸上風、光將全面實現零補貼，因此我們必須注意此模式的經濟性邊界。

也就是說，未來，儲能面對的將主要是大規模的平價光伏項目，針對高電價存量項目的交易模式雖暫時可行，但從長遠來看，并不可持續。

“十四五”期間，雖然我們已經進入到了所謂的平價時代，但可再生能源的降本工作仍要繼續。這是因為風、光想要在未來的電力系統中占據更大的市場份額，實現跨越式發展，單單實現與燃煤標桿電價相當的成本還遠遠不夠，我們需要將成本下降的利潤讓渡出給儲能這些改善新能源電力品質的技術。”談到未來儲能和風光的發展趨勢，陶冶這樣說道。

電網側儲能發展變數大

新能源應用場景，儲能面臨盈利困局，但擺在儲能面前的麻煩可不止這一個。原先還是儲能新增裝機增長引擎的電網側項目，近來也有了陷入僵局的傾向。

據了解，2018年儲能增長主力——電化學儲能的迅猛增長，得益于電網側儲能的異軍突起。數據顯示，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側儲能規模達206.8MW，年增速更是達到2047.5%，占2018年全國新增儲能投運規模的36%，領先各類應用場景。

但最近，電網側儲能發展的迅猛勢頭卻急轉直下，從紅火的夏天一步踏入了緩建的“寒冬”。華夏能源網（微信：hxny100）獲悉，國家電網公司在今年上半年工作會上已經明確，電網側大規模儲能建設暫緩。這對于儲能裝機增長來說，無異于晴天霹靂。

電網側儲能為何會陷入如此僵局，還得從今年4月的輸配電價核定談起。

2019年4月，發改委一份《輸配電定價成本監審辦法（修訂征求意見稿）》在儲能行業掀起了一陣小風暴：抽水蓄能電站與電儲能設施被列入與電網企業輸配電業務無關的費用而被排除在電網輸配電管理之外。

在經過一個月的熱議后，5月底正式印發的《輸配電定價成本監審辦法》明確電儲能設施不得計入輸配電價，電網企業期望將電網側儲能計入有效資產來核定電價的愿望徹底落空。

《監審辦法》的發布，無疑給電網公司的儲能投資熱情潑了一盆冷水。畢竟，將儲能納入輸配電組成部分，才能讓電網公司分享應用儲能所節約的輸配電成本效益，從而激勵電網投資。反之，儲能不計入輸配電定價成本則可能影響電網企業投資建設電儲能電站的積極性，一定程度將延緩電網側儲能的發展步伐。

但另一種觀點認為，電化學儲能不計入輸配電定價成本對我國儲能產業的發展是一大利好。這樣的政策設計可以避免電網企業在儲能發展過程中既是運動員，又是裁判員，有利于儲能價格機制透明化，倒逼形成充分競爭化的市場。

只是在當前儲能降本難度大、產業成長不甚成熟、盈利模式仍不清晰的階段，直接將儲能排除在輸配電管理之外，就好像把嬰兒和洗澡水一起倒掉一樣，未免失之武斷。

發展至今，盈利性的缺乏似乎成為影響儲能市場化的最大絆腳石。從經濟性的角度，“初生”的儲能需要國家補貼的支持，但從現實來看，國家很難對儲能行業進行大規模補貼。在各方不利因素夾擊下，預期中大爆發的儲能產業遲遲不見風起，未來究竟如何破局？中國儲能產業發展需要有新的大突破！