2019年5月底，国家发改委正式印发《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。
2019年12月，在国家电网公司内部发布的826号文，《关于进一步严格控制电网投资的通知》中规定：不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。
这意味着，曾在2018年以来呈现爆发式增长的电网侧储能，陷入“僵局”。储能产业的未来将何去何从？
01 电网侧储能僵局
电网侧储能之所以会急转直下，主要原因是其投资不能计入输配电价，没有人为投资掏腰包，自然就没了方向。
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。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。
02 “新能源+储能”，储能产业的希望？
国网湖南省电力有限公司日前下发的《关于做好储能项目站址初选工作的通知》显示，为解决新能源消纳问题，经多方协商，目前湖南省28家企业已承诺为新能源项目配套建设储能设备，规模总计388.6MW/777.2MWh，这相当于2019年我国全年新增电化学储能总规模的75%。据记者了解，这些配套储能项目将与新能源发电项目同步投产。这是真的么？
“新能源+储能”利于应对新能源发电的波动性、随机性等致命缺点，从而有力促进电力消纳，被认为是新能源未来发展的“标配模式”。在此之前，青海、新疆、山东等地都有过类似尝试。但无论是针对风电场还是集中式光伏电站，无论是强制要求还是适当奖励，在政策落地和后续执行上，先行先试的几个省份均遇到一定阻力，效果并不理想，有的甚至被迫叫停。
湖南为何要求新能源开发企业“承诺”配置储能呢？原因是湖南省风电消纳形势相对严峻，电网企业是承担消纳责任的第一类市场主体，需承担与其年售电量相对应的消纳量。“能源主管部门要考核电网消纳指标，但是又不明确具体的鼓励政策，逼得电网只能去逼发电企业，进而把电网和发电绑在一起，给主管部门施压。”
“新能源+储能”的核心难题归结为资金来源。钱谁出？事实上，在湖南长沙就建有国网系统最大规模的电网侧储能电站，电站总规模120MW/240MWh，一期建设规模为60MW/120MWh，一期投资便已超4亿元。据测算，基于当前湖南省的峰谷电价政策和目前的电池技术，该电池储能电站在全寿命周期内仍处于微亏状态。
备受业内关注的新疆光储示范项目为例，也存在“账算不过来的问题”。根据新疆光储政策，是给储能项目所在光伏电站每年增加100小时优先发电电量，持续五年。这样这100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，算下来，100MW的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等，这个收益也不足以支撑储能的投入。
为了并网，电源企业的承诺是有了，后续能否顺利推进，还要假以时日。核心关注点是储能项目的投资回报预期，从前我们就说过，不以回报为目的的投资，都是耍流氓。
03 “尴尬”的储能调频
实际上，除了电网侧，电源侧之外，储能在需求侧响应也曾被寄以厚望。相比较其他的储能应用场景，调频辅助服务还是有政策支撑的，但是它的市场有多少大？
“积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制，鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场。”可以看出，在国家政策层面，储能调频一直是受到国家政策的重视和持续支持的，储能联合发电机组参与电力辅助服务已经兴起，而未来，依然会在国家政策的指导下快速前行。
从最初的电力辅助服务补偿、到后来的报价模式、到近期的建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制，可以看出国家对于储能调频是一个重点扶持到行业成熟后慢慢回归公平市场交易平台的过程，倡导储能调频的逐步实现其商业化的进程，最终走向其成熟的商业模式，是可以预见的。
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”。
储能辅助电网调频的经济性远好于削峰填谷，投资回收期IRR可达到11%，甚至更高。但是目前对于储能调频的发展如果过度竞争，势必会降低了投资的回报，也由于市场中越来越多的企业入场加大了行业竞争导致市场越发混乱。
这也必将引发行业健康发展的“尴尬”隐忧。
04 用户侧储能的套利空间正在被挤压
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。
电池成本的下降空间要大于峰谷电价套利下降的空间，但峰谷电价对收益的敏感性要高于成本的影响。以江苏南京的峰谷电价为例进行测算，一个10MWh的电化学储能项目，税后项目全投资收益率为6.7%左右，考虑项目在实施过程中一些不确定因素的变化，分别对电池价格、电价峰谷差、储能电池全年运行天数做了单因素变化对内部收益率影响的敏感性分析。其中电价峰谷差的提高或降低对IRR的影响最为敏感，其次是储能电池全年运行天数，而电池价格的变化影响最小。
