国网再踩“急刹车”，电网侧储能彻底“凉了”

电网侧储能之所以会急转直下，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，国家发改委于5月底正式印发《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，这意味着输配电价还不能成为储能尤其是电网侧储能新的可行商业模式。

众所周知，之前电网侧储能所采用的是租赁模式，即业主建立储能电站后，通过容量或电量租赁，由电网公司支付租赁费用。租赁期限则不等，租赁期限结束后，再由业主将资产移交给电网公司。（目前，电网侧储能的业主单位基本都是国网直属或各省网公司下辖单位）

这一模式的关键，是电网公司承担了兜底的作用。正因如此，电网内部希望将储能资产归入输配资产，通过重新厘定输配电价来疏导投资收益。

而随着国家否定了储能计入输配电价和租赁制，对于电网公司而言，之前的租赁模式等于牺牲自己的利益来大规模投资电站，这显然影响电网的积极性。

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。

清华大学电机系教授夏清则表示，“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。”

实际上，除了电网侧，储能在各个应用领域都不太乐观。“调频市场萎缩，用户侧起不来，新能源配套跟不上”一位资深业内人士总结道。

在辅助服务调频侧，市场容量已接近饱和。以广东火电AGC储能调频为例，根据多方资料初步统计，截至2019年4月，广东区域该类项目至少达到13个。从投资的角度看，若这些项目今年全部投运，广东AGC储能调频市场将接近饱和。

多位业内人士向能见透露，“广东AGC储能调频市场因为‘空间有限、窗口短暂’的时空逼仄特点，给决策者静观待变的缓冲期并不多”。

在用户侧，连续两轮一般工商业电价大幅下降20%，导致峰谷价差套利空间进一步缩小，储能的商业机会同样难寻。同样以广东地区为例，居民生活电价可自愿选择执行峰谷电价或阶梯电价，但受限于生活用电小，用电习惯弹性小等因素制约，居民户用储能不具备大规模推广条件。

对商业综合体、CBD、大型酒店等商业用户而言，珠三角地区除深圳外均执行固定的商业综合电价，该政策下不存在峰谷价差，储能峰谷价差套利的基本模式并不存在。

有观点认为储能与光伏等新能源相配合，既能平滑系统出力曲线也能提高能源利用效率，其毫秒级的响应速度、近乎完美的输出波形等优势对用户具有较高吸引力，因此，储能+新能源的组合成为被业内普遍看好的一个重要的发展方向。

如今，国家电网公司正式发文“叫停”了电网侧储能建设，而储能其他应用领域也都呈现出诸多弊端，正在经历“至暗时刻”的储能产业未来将何去何从？有没有更有价值的应用模式取而代之？这些都是亟待破解的难题。