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編者按：2018年儲能迎來爆發(fā)式增長，然有專家表明，借助儲能來實現(xiàn)風、光的消納，減少棄風棄光的路徑最值得推廣，但是儲能自身盈利還存在許多困難，這也是目前我國儲能發(fā)展的最大絆腳石。

加快推進能源技術(shù)裝備自主化進程，力爭在大規(guī)模儲能、智能電網(wǎng)、先進核電、氫能和燃料電池等重點領(lǐng)域取得突破，搶占能源轉(zhuǎn)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(fā)表署名文章,如此點題道。

事實上，自今年7月，國家發(fā)改委辦公廳、科技部辦公廳、工業(yè)和信息化部辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合印發(fā)《貫徹落實<關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見>2019-2020年行動計劃》之后，儲能的產(chǎn)業(yè)價值和發(fā)展前景再次得到確認。

數(shù)據(jù)顯示，2018年，儲能在中國迎來了爆發(fā)式增長。截至2018年年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模達31.3GW，占全球市場總規(guī)模的17.3%，其中電化學儲能項目累計規(guī)模為1072.7MW，是2017年累計投運總規(guī)模的2.8倍，其中新增投運規(guī)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(chuàng)造的多重價值并未在當前價格體系中得到充分體現(xiàn)，價格補償機制也尚未建立。

市場經(jīng)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(fā)展元年的中國儲能，能否找到公允的盈利模式？儲能的發(fā)展又能否延續(xù)2018年的輝煌一路高歌猛進向前？

“支援”風光，自身盈利難持續(xù)

“無論是從能源安全，還是從經(jīng)濟性方面考慮，可再生能源的發(fā)展都是有剛性需求的。”發(fā)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(shù)論壇暨風光儲創(chuàng)新技術(shù)大會”上發(fā)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(fā)展“十三五”規(guī)劃》中2020非化石能源消費比重達到15%的目標，并且預(yù)計到2020年，我國風電累計裝機規(guī)模約為2.3—2.4億千瓦，光伏累計裝機規(guī)模約為2.5億千瓦。

但眾所周知，風能和太陽能發(fā)電具有隨機性、間歇性的特點，這就使得發(fā)電功率不完全可控，大規(guī)模接入電網(wǎng)后還容易帶來電力系統(tǒng)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(diào)峰調(diào)頻，而從我國的現(xiàn)實情況來看，調(diào)峰的任務(wù)通常由火電機組完成。但作為發(fā)電機組，頻繁的啟停調(diào)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(diào)峰調(diào)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(lián)合運行，

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

如此看來，借助儲能來實現(xiàn)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(chǔ)上促成交易的發(fā)生卻并不容易。

若按照“誰受益誰承擔”的原則，要想實現(xiàn)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(yè)內(nèi)人士分析認為，僅從光伏發(fā)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(nèi)就有20%的零補貼新增光伏，明年這個指標還可能繼續(xù)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(xiàn)零補貼，因此我們必須注意此模式的經(jīng)濟性邊界。

也就是說，未來，儲能面對的將主要是大規(guī)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(xù)。

“十四五”期間，雖然我們已經(jīng)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(xù)。這是因為風、光想要在未來的電力系統(tǒng)中占據(jù)更大的市場份額，實現(xiàn)跨越式發(fā)展，單單實現(xiàn)與燃煤標桿電價相當?shù)某杀具€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(zhì)的技術(shù)。”談到未來儲能和風光的發(fā)展趨勢，陶冶這樣說道。

電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展變數(shù)大

新能源應(yīng)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(wǎng)側(cè)項目，近來也有了陷入僵局的傾向。

據(jù)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(wǎng)側(cè)儲能的異軍突起。數(shù)據(jù)顯示，2018年新增投運（不包含規(guī)劃、在建和正在調(diào)試的儲能項目）的電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)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(guī)模的36%，領(lǐng)先各類應(yīng)用場景。

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

電網(wǎng)側(cè)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(fā)改委一份《輸配電定價成本監(jiān)審辦法（修訂征求意見稿）》在儲能行業(yè)掀起了一陣小風暴：抽水蓄能電站與電儲能設(shè)施被列入與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用而被排除在電網(wǎng)輸配電管理之外。

在經(jīng)過一個月的熱議后，5月底正式印發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確電儲能設(shè)施不得計入輸配電價，電網(wǎng)企業(yè)期望將電網(wǎng)側(cè)儲能計入有效資產(chǎn)來核定電價的愿望徹底落空。

《監(jiān)審辦法》的發(fā)布，無疑給電網(wǎng)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(wǎng)公司分享應(yīng)用儲能所節(jié)約的輸配電成本效益，從而激勵電網(wǎng)投資。反之，儲能不計入輸配電定價成本則可能影響電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)電儲能電站的積極性，一定程度將延緩電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)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(chǎn)業(yè)的發(fā)展是一大利好。這樣的政策設(shè)計可以避免電網(wǎng)企業(yè)在儲能發(fā)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(chǎn)業(yè)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(fā)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(jīng)濟性的角度，“初生”的儲能需要國家補貼的支持，但從現(xiàn)實來看，國家很難對儲能行業(yè)進行大規(guī)模補貼。在各方不利因素夾擊下，預(yù)期中大爆發(fā)的儲能產(chǎn)業(yè)遲遲不見風起，未來究竟如何破局？中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要有新的大突破！

原標題：自身盈利難持續(xù)，細數(shù)中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的絆腳石