從9月22日開始，中國的能源行業開始進入“碳中和熱潮期”。習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上“2030年碳排放達峰、2060年實現碳中和”的承諾，讓中國的可再生能源行業為之一振。緊接著在氣候雄心峰會上，中國國家自主貢獻新舉措中，“2030年風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上”將這股熱潮推向了高潮。

除了風電、光伏，還有一個行業從中看到了自己未來無限的發展空間，這就是儲能。

隨著風、光在電力系統中的占比越來越高，電力系統在調峰、調頻等方面所面臨的挑戰越來越嚴峻。廉價、環保、安全的儲能技術幾乎是未來能源轉型、碳中和目標下的一個必然選擇。

不過宏觀層面利好給企業帶來的好心情卻被年末的另一個消息沖淡了些。11月16日，2020年青海光伏競價項目對儲能系統采購進行公示。在標段1(65MW/130MWH)的中標候選企業中，比亞迪以1.06元/wh的價格刷新了今年的投標單價新低。

“年初1月的時候，加上施工工程的成本，系統報價差不多在2.5元/wh以內。比亞迪的這個投標價格直接砍去了一半多，大家都非常吃驚。”一家儲能企業負責人告訴《能源》雜志記者。

盡管這只是投標單價，從今年的經驗來看，項目并非都是低價者中標。但比亞迪和它的1.06元/wh為今年儲能市場慘烈的價格戰劃上了一個并不算圓滿的句號。

過去兩年多的時間里，儲能產業經歷了過山車般的跌宕起伏。2018年7月，國內規模最大的電池儲能電站項目——江蘇鎮江電網儲能電站工程并網投運，拉開了電網側儲能的熱潮。2019年5月，發改委正式印發《輸配電定價成本監審辦法》，電儲能設施未被納入輸配電價，電網側儲能瞬間降至冰點。

而2020年由于風電光伏都面臨著平價時代前的最后搶裝，加上多個省份出臺“可再生能源項目強制配套儲能”的政策，電源側儲能成為今年最大的市場。

而沒有了新能源搶裝的2021年，儲能市場會走向何方?

沒有人能夠回答這個問題。因為無論儲能有多么功能強大、必不可少，但都無法改變儲能“有價值、無價格”的事實。無論在電網側、電源側還是用戶側，誰來為儲能埋單的問題都難以回避。因此，儲能亟需一個明確的身份認定。

價格戰背后的問題

從年初的均價2.5元/wh到現在比亞迪報出1.06元/wh，2020年儲能系統價格暴跌的最直接誘因，就是可再生能源配套儲能政策疊加搶裝潮。

2017年，青海省最先出臺了相關政策。《青海省2017年度風電開發建設方案》中明確提出其當年規劃的330萬千瓦風電項目，要按照建設規模的10%配套建設儲電裝置。到了2019年，隨著電網側儲能的沉寂，安徽、新疆等省區也開始出臺相關政策要求可再生能源項目中必須配套一定比例的儲能系統。進入2020年，出臺可再生能源配套儲能系統政策的省區多達十幾個。

可再生能源項目需要趕在2021年全面平價時代來臨之前搶裝并網，毫無疑問為儲能價格戰添加了一把助燃劑。

那么這場價格戰的真實情況又是如何呢?

“1.06元/wh的價格確實讓大家很震驚。但是我們還是更傾向于這屬于比較孤例的行為，并不代表整個行業價格趨勢已經無限接近的1元了。”上述業內人士對《能源》雜志記者說。

根據《能源》雜志記者走訪了解，2020年儲能市場上的低報價大多通過三種形式來實現：1.電池企業主動降低成本或者消納庫存壓力;2.不生產電芯的系統集成商選擇低價的供應商;3.虧本搶項目。

“現在儲能市場還是大浪淘沙的過程，而且市場空間很大。虧本低價去搶客戶也不可能覆蓋整個市場。”萬克能源科技有限公司華東區域總經理彭寬寬告訴《能源》雜志記者。

如果說純粹的虧本低價搶項目對企業來說不足畏懼，那么其他兩個低報價的實現形式則可能對行業產生較大的負面影響。

在傲普能源科技集團總經理尚德華看來，儲能系統的安全穩定是至關重要的。“東拼西湊的采購設備，不考慮集成的效果，也許價格低了，但安全性可能就沒有什么保障。”

即便是占據了儲能系統成本大頭的電芯企業主動降價，也并不意味著就毫無問題。“同一個品牌的動力電池、儲能電池和移動基站電池，使用場景不同，所以性能、價格也完全不同，”陽光電源儲能事業部副總經理陳志說，“也許都是磷酸鐵鋰電池，但如果你把移動基站的電池拿到儲能項目里，那電池的效率和壽命是完全不一樣的。”

但是可再生能源項目的業主有時候并不了解其中的區別，甚至不需要有區別。因為在各省的可再生能源項目配套儲能政策中，并沒有規定儲能項目的技術細節，也沒有儲能盈利的具體模式。“對于業主來說，儲能只是項目的固定成本而已。成本自然是越低越好。”

無論是在哪個行業，降低成本的核心途徑只有兩個：技術進步和規模增長。顯然，2020年儲能的低價并不符合這兩個要素。正如前文所述，不合理的降價也許可以給行業帶來短暫的繁榮，但同時也會對行業帶來消極的影響。

好在隨著搶裝潮的落幕，儲能的價格戰也告一段落。但電源側儲能的故事，并不會因此而完結。

“外掛”的命運

2020年7月9日，廣東電網電力調度控制中心發布了“關于征求《廣東調頻輔助服務市場交易規則(征求意見稿)》意見的函”。文件對2018年國家能源局南方監管局印發的《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》進行了修訂。

內容雖然修改不多，但對調頻市場產生了重大影響。總結來看，主要有以下幾點：1.調頻里程申報價格由固定值修改為每半年評估一次，若80%以上機組以下限報價，則上、下限小幅降低0.5元/MW，保留了隨時降價的可能;2.調頻里程補償計算規則修改，綜合調頻性能越高的機組，補償降幅越大;3.廣東現貨電力市場啟動前中標單元的AGC調頻容量不進行補償，啟動后按現貨規則計算容量補償。

2018年，廣東省的調頻輔助服務市場規則首次允許容量為2MW/0.5小時及以上的電化學儲能電站作為第三方提供調頻輔助服務。因此廣東也成為儲能參與輔助服務市場的試驗田。

根據廣東調頻輔助服務市場原有的交易規則，調頻里程申報價格上下限規定為15元/MW、6元/MW。而調頻補償收益主要取決于綜合調頻性能，即調節速率、響應時間、調節精度三個方面的綜合表現。

“電化學儲能在性能上非常適合調頻規則。所以安裝了儲能的電廠就相當于有了外掛。早點上儲能，就能早點賺錢。賺的還不算少。”在廣東參與了調頻市場交易的白彥(化名)告訴《能源》雜志記者。

由于廣東省調頻輔助服務補償量大，且一直呈上升趨勢，火電廠便開始爭先恐后的上馬儲能項目，這卻產生了新的問題。

按照市場規則，優質調頻資源可以用最低限價報價方式獲得優先調用的權利，但出清價格卻可以按照中標機組中的最高價機組決定。這也是火電廠用電化學儲能當“外掛”的盈利之道。

“但是當大家都有外掛的時候，好的調頻資源供過于求，中標機組都是電化學儲能聯合調頻機組。最后的出清價格接近大家的低報價，儲能的高收益也就不存在了，”白彥說，“這是一個市場自我調節的過程。不過現在新政策出臺，直接就打擊了調頻儲能投資的熱情。”

在其他情況不變的條件下，綜合調頻性能為3的機組，2021年里程補償額降幅將達42%，第二年降幅為52%。在此前廣東調頻輔助服務市場的熱潮中，很多電化學儲能電站與電廠簽訂了高比例的分成合同。“在效益好、投資回報周期短的時候，這么干沒問題。但現在沒那么多收益了，有些項目甚至可能會違約。”

隨“風”搖擺的儲能

在中國，產業政策左右著行業的興衰已經是顛撲不破的真理了。同屬能源行業的光伏、風電在過去十幾年的時間里，也經歷了產業政策主導下的周期性。但儲能與光伏、風電相比，卻有著根本性的不同。儲能沒有成熟、穩定的商業模式。

光伏、風電雖然嚴重依賴補貼，但其盈利模式卻從一開始就十分明確：利潤=上網電價(含補貼)—成本。隨著技術進步和產業規模的擴大，風光可以讓自己的成本不斷下降，只要成本低于去掉補貼的電價，就能實現自我造血。

“儲能的價值主要是調峰、調頻等，為電網的安全穩定運行提供服務。但我們國家現在基本沒有輔助服務市場，更不要說有輔助服務的價格了。所以儲能現在就是有價值、沒價格，”上述業內人士說，“收入都算不清楚，誰知道成本降低到什么時候是個頭呢?”

新興產業的發展絕對離不開資本的支持。但看不到未來收益希望，逐利的資本也沒理由做虧本的買賣。“客觀地說，目前市場對儲能的投資還是有熱情的。”彭寬寬說，“但儲能項目并不算優質投資也是事實。現在項目收益來源太單一，而且政策的變化太快、太劇烈。”

儲能的不確定性在各地可再生能源配置儲能政策中也暴露無遺。“我們相信地方政府出臺相關政策的出發點是好的。但沒有了相關細則對儲能的技術標準進行限定、或者給出盈利模式，最終的結果只能是像現在這樣讓儲能成為可再生能源項目成本的一部分。”

談及政策上的支持，儲能企業更多地希望立足于自身定位，而不滿足于單純的價格。“價格或者說補貼并不能算是現在行業的核心痛點，我們更希望能從國家層面給儲能一個明確的規劃或者市場定位。”尚德華告訴《能源》雜志記者。

從電網側儲能到電源側儲能、用戶側儲能，再到現在的風光水火儲一體化和源網荷儲一體化，儲能地位看起來上升了。但一旦談到成本、付費，儲能似乎又變成了一種負擔。在儲能企業看來，原因還是在于儲能在電力系統中的定位不清晰，導致成本無法疏導。

那么，到底誰應該為儲能買單呢?

價格疏導的關卡

在回答這個問題之前，我們先看一則新聞。根據美國儲能協會(ESA)和伍德麥肯錫咨詢公司聯合發布的報告，美國儲能市場在2020年第三季度裝機476MW/764MWH，比之前的單季度裝機記錄——也就是2020年的第二季度——增長了240%。

從下圖我們可以明顯地看到，進入2019年之后，美國的電化學儲能裝機增長速度明顯有了大幅度的提高。而在此之前的裝機高峰則出現在2016年。

這兩個時間點有什么特殊的意義么?

2015年10月，加州的一個天然氣地下儲氣庫發生泄露。為了避免天然氣短缺引發電力供應問題，加州緊急建設了一批電儲能項目，用作調峰。這不僅是2016年裝機小高峰出現的背景，更成為美國儲能市場大發展的一次機遇。

而到了2018年的2月，美國聯邦能源管理委員會(FERC)發布了第841號命令，要求各個電力市場要允許儲能參與容量市場、電能量市場和輔助服務市場。而且儲能項目可以參與批發市場，以節點電價結算充放電費用。在此之前，儲能只能以零售價格結算充電費用。

在輔助服務市場里，或者說調頻市場里，電化學儲能有著天然的優勢(廣東的事實驗證了這一點)。所以即便沒有FERC的841號令，美國的電力市場也歡迎儲能參與調頻市場。841號令的最大價值在于肯定了儲能在電能量市場里既可以作為賣家、也可以作為買家。

不要小看這一點點的地位確認，這實際上是儲能盈利模式的核心之一。儲能總是被宣傳為可以在電價低的時候儲蓄電能量，電價高的時候放電，也即削峰填谷。但是如果儲能被定位在零售側，只能以零售電價充放電，那么其套利空間就大大縮小了。“因為用戶側的零售電價是售電公司套利之后的低風險曲線。簡單地說就是峰谷價差已經被縮小了一輪，那么儲能的套利空間就減少了。”

從美國市場的經驗來看，儲能爆發增長的條件有：明確的市場定位+成熟的電力市場。那么誰來為儲能買單的答案也很明顯了。在電能量市場中，儲能項目本身具備盈利能力。而在輔助服務市場中，是發電與負荷(也即用戶)為儲能提供的服務買單。

在2015年的電改9號文中，對于輔助服務是這樣規定的：“建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網發電企業輔助服務考核新機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的服務分擔共享機制。用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。”

許多業內人士坦言，在中國現行的電力系統中，儲能的加入是為電網提供了系統平衡的服務，同時由用戶享受了輔助服務成果，電網和用戶是天然的受益方。但是儲能不計入輸配電價，再加上用戶側漲價的不現實，導致現在儲能的成本疏導出了問題。

隨著電力市場化改革的加速進行，作為重要組成部分的輔助服務市場建設被視為儲能市場定位及盈利頗具的關鍵。但在廣東省輔助服務市場的嘗試中，調頻費用最后只是在發電側之間零和，并沒有傳導到用戶。“沒有把輔助服務的費用傳導到用戶側，才會出現電廠都裝了電化學儲能就大家都不賺錢的尷尬局面。”白彥說。

在很多業內專家看來，在成熟的電力市場中，輔助服務價格疏導至用戶側并不代表用電成本的提高，應綜合考慮電量電價、容量電價和輔助服務價格的綜合。目前來看，未來輔助服務市場最大的問題可能來自于市場成員地位之間的不平等。

12月12日，國網湖南綜合能源公司湖南郴州、永州、婁底、邵陽四地新能源配套儲能工程項目儲能電池等核心設備租賃中標公示。南都電源、湖南三迅、華自科技聯合體，上海電氣，智光儲能，許繼電氣分別獲得中標四個項目，中標總額3532.89萬元。

湖南的可再生能源配套儲能項目，逐漸演變成為電網綜合能源公司租賃儲能企業設備，電源項目業主買單大頭、電網綜合能源公司買單小頭的商業模式。

“如果是用來替代輸變電投資節省成本，電網投資儲能值得鼓勵。如果電網的儲能項目參與輔助服務市場，即是運動員又是裁判員，那就不合適了。”上述業內人士說。

一次意外事故成為美國儲能市場崛起的敲門磚，中國的儲能企業還在等風來。“市場定位更明確一些、電改更進步一些、哪怕是電網對儲能的開放程度更大一些，都有可能成為儲能進一步發展的機遇，”尚德華說，“現在只是萬里長征的第一步，我們始終堅信未來是光明的。”