“加快推进能源技术装备自主化进程，力争在大规模储能、智能电网、先进核电、氢能和燃料电池等重点领域取得突破，抢占能源转型变革先机。”8月13日，国家能源局局长章建华首次在人民日报上发表署名文章,如此点题道。

事实上，自今年7月，国家发改委办公厅、科技部办公厅、工业和信息化部办公厅、国家能源局综合司联合印发《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》之后，储能的产业价值和发展前景再次得到确认。

数据显示，2018年，储能在中国迎来了爆发式增长。截至2018年年底，中国已投运储能项目累计装机规模达31.3GW，占全球市场总规模的17.3%，其中电化学储能项目累计规模为1072.7MW，是2017年累计投运总规模的2.8倍，其中新增投运规模682.9MV，同比增长464.4%。

迅速增长的装机容量，证明了市场对储能需求的明晰以及对其价值的肯定，储能似乎终于等到了“春天”。但在繁荣的表面之下，储能其实很“困惑”：自己创造的多重价值并未在当前价格体系中得到充分体现，价格补偿机制也尚未建立。

市场经济时代，如果投资回报难以保证，市场主体的投资热情势必受到影响。刚刚进入发展元年的中国储能，能否找到公允的盈利模式？储能的发展又能否延续2018年的辉煌一路高歌猛进向前？

“支援”风光，自身盈利难持续

“无论是从能源安全，还是从经济性方面考虑，可再生能源的发展都是有刚性需求的。”发改委能源研究所国家可再生能源中心副主任陶冶在“第一届中国储能学术论坛暨风光储创新技术大会”上发言时，做出了这样的判断。

陶冶认为：基于目前我国可再生能源的增长速度，中国可以完成《电力发展“十三五”规划》中2020非化石能源消费比重达到15%的目标，并且预计到2020年，我国风电累计装机规模约为2.3—2.4亿千瓦，光伏累计装机规模约为2.5亿千瓦。

但众所周知，风能和太阳能发电具有随机性、间歇性的特点，这就使得发电功率不完全可控，大规模接入电网后还容易带来电力系统功率平衡困难。

更重要的是，由于风电与光伏无法完全匹配负荷曲线，就需要具备灵活性的机组进行调峰调频，而从我国的现实情况来看，调峰的任务通常由火电机组完成。但作为发电机组，频繁的启停调峰和作为备用都会降低火电的投资利用效率。这对于火电来说，同样是种损失。

此时，储能的价值得以凸显。利用储能的时移特性，不仅可以缓解调峰调频压力，解决可再生能源的消纳问题，同时风电、光伏与储能联合运行，

还可有效提高新能源和并网线路利用率，提高新能源外送能力，延缓为满足短时最大发电出力而新增的新能源接入电网建设投资。

如此看来，借助储能来实现风、光的消纳，减少弃风弃光的路径最值得推广，只是要在保证储能盈利的基础上促成交易的发生却并不容易。

若按照“谁受益谁承担”的原则，要想实现新能源场站与储能电站的市场交易，新能源需要向储能让利，以保证其基本的盈利空间，或至少能够覆盖其成本（0.7元/KWh），但是在风、光逐渐走向平价的今天，这样的条件都难以满足。

业内人士分析认为，仅从光伏发展来看，虽然中国的存量项目中仍有部分电价可以达到1.15元/KWh的高电价项目，但从整体上看，2019年国内就有20%的零补贴新增光伏，明年这个指标还可能继续上升至35%，同时在7月1日后，即使有补贴的竞价项目平均度电补贴也仅有5—6分。更重要的是，2021年之后，我国的陆上风、光将全面实现零补贴，因此我们必须注意此模式的经济性边界。

也就是说，未来，储能面对的将主要是大规模的平价光伏项目，针对高电价存量项目的交易模式虽暂时可行，但从长远来看，并不可持续。

“十四五”期间，虽然我们已经进入到了所谓的平价时代，但可再生能源的降本工作仍要继续。这是因为风、光想要在未来的电力系统中占据更大的市场份额，实现跨越式发展，单单实现与燃煤标杆电价相当的成本还远远不够，我们需要将成本下降的利润让渡出给储能这些改善新能源电力品质的技术。”谈到未来储能和风光的发展趋势，陶冶这样说道。

电网侧储能发展变数大

新能源应用场景，储能面临盈利困局，但摆在储能面前的麻烦可不止这一个。原先还是储能新增装机增长引擎的电网侧项目，近来也有了陷入僵局的倾向。

据了解，2018年储能增长主力——电化学储能的迅猛增长，得益于电网侧储能的异军突起。数据显示，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧储能规模达206.8MW，年增速更是达到2047.5%，占2018年全国新增储能投运规模的36%，领先各类应用场景。

但最近，电网侧储能发展的迅猛势头却急转直下，从红火的夏天一步踏入了缓建的“寒冬”。华夏能源网（微信：hxny100）获悉，国家电网公司在今年上半年工作会上已经明确，电网侧大规模储能建设暂缓。这对于储能装机增长来说，无异于晴天霹雳。

电网侧储能为何会陷入如此僵局，还得从今年4月的输配电价核定谈起。

2019年4月，发改委一份《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》在储能行业掀起了一阵小风暴：抽水蓄能电站与电储能设施被列入与电网企业输配电业务无关的费用而被排除在电网输配电管理之外。

在经过一个月的热议后，5月底正式印发的《输配电定价成本监审办法》明确电储能设施不得计入输配电价，电网企业期望将电网侧储能计入有效资产来核定电价的愿望彻底落空。

《监审办法》的发布，无疑给电网公司的储能投资热情泼了一盆冷水。毕竟，将储能纳入输配电组成部分，才能让电网公司分享应用储能所节约的输配电成本效益，从而激励电网投资。反之，储能不计入输配电定价成本则可能影响电网企业投资建设电储能电站的积极性，一定程度将延缓电网侧储能的发展步伐。

但另一种观点认为，电化学储能不计入输配电定价成本对我国储能产业的发展是一大利好。这样的政策设计可以避免电网企业在储能发展过程中既是运动员，又是裁判员，有利于储能价格机制透明化，倒逼形成充分竞争化的市场。

只是在当前储能降本难度大、产业成长不甚成熟、盈利模式仍不清晰的阶段，直接将储能排除在输配电管理之外，就好像把婴儿和洗澡水一起倒掉一样，未免失之武断。

发展至今，盈利性的缺乏似乎成为影响储能市场化的最大绊脚石。从经济性的角度，“初生”的储能需要国家补贴的支持，但从现实来看，国家很难对储能行业进行大规模补贴。