近日，储能头部企业中出现了几家意图退场的“老司机”。多家公司或售卖储能电站或售卖储能业务板块以求回款，让人们越发看不清储能未来的命运走势是优是劣。
01、被卖的储能
国际能源网/储能头条记者了解到，南都电源不久之前发布项目转让公告，公司拟将“基于云数据管理平台的分布式能源网络建设一期项目”中三个储能电站的相关资产转让，受让方为内蒙古金桥领航新能源科技有限公司，合计58MWh，交易额8292万。
本次涉及交易的资产为上述募投项目“基于云数据管理平台的分布式能源网络建设一期项目”中合计58MWh储能电站项目资产，具体为6MWh艾科一期储能电站系统、12MWh艾科二期储能电站系统、40MWh镇江长丰纸业储能电站系统。这批待售项目是在2015年，南都电源发布拟定增募资24.5亿元建设的一批。
南都电源表示，本次转让所得将用于补充公司流动资金，有利于盘活公司现有资产，进一步提高资产运营效率，实现对公司的资源整合优化，符合公司储能产业发展战略的调整。
11月25日，远东电缆旗下上市公司智慧能源发布公告，公司拟以公开挂牌方式转让持有的全资子公司远东电池有限公司60%的股权和公司对远东电池极其全资子公司的应收债权，底价合计不低于78635.29万元。
不仅如此，江西江特锂电池材料有限公司之前也发布过公告，拟将控股子公司江特锂电池材料有限公司股权全部出售，合计1.01亿元。
中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所副所长 陈海生
中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所副所长陈海生在今年的一次储能会议上谈到：“我们对中国储能已进入“春天”的判断没有变。”
但种种迹象表明，储能市场温度正在急遽变化中，也折射出人们对储能的发展还存在疑虑，如果储能真的赚钱，那些公司为何要将其卖掉？
02、储能被卖事出有因
新能源革命中，储能技术及产业的重要性不言而喻，风电、光伏产业和电动汽车的迅猛发展都在推动大容量储能产业的发展。储能可以实现新能源发电的平滑输出，能有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化，使大规模风电及光伏发电得以顺利供应电网电力平稳输出。另一方面，高效储能电池成本也在逐年下降，过去8年的时间里，锂离子电池单体的能量成本从450~600万元/(MW·h)降至100~150万元/(MW·h)，下降幅度近80%。
可以说，储能技术说是新能源产业革命的核心。储能人人都看好，储能企业却一直在深受亏损之苦。以南都电源为例，我们来看看这些年该公司在储能领域摔了多少跟头。
南都电源为国网国内首座分布式储能电站成套设备的承建单位
南都电源是比较早期就已经定位在储能领域的企业，上市也已超过十年，一直是以储能业务为主攻方向，业务拓展主要围绕电网侧、电源侧及用户侧锂电调峰调频应用，而且南都电源也为中国储能产业化实践探索出不少模式和路径。
但南都电源这些年一直处于资金短缺状态。2019年年报显示，南都电源能盈利的主体不多。6个主要子公司，4个处于亏损状态。在2019年的营业收入净利润3.69亿元，历史第二好，仅次于2017年的3.81亿元。成绩单背后却是政府补助也创下历史新高，2.63亿元；投资收益也是历史新高，7827.38万元。扣除非经常性损益后，南都电源的净利润只有9857.80万元。
就在2019年4月，南都电源发布的2018年年报中透露，储能战略已有所调整，将逐步由过去的“投资+运营”的模式向电站“出售和共建”等方式进行推进。这是因为我国工商业电价连续下降，南都电源用户侧储能靠“峰谷套利”这一模式难以为继，使其不得不调整战略。
自2016年以来，国家多次出台政策和文件要求完善分时电价，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。但电价差达到0.6~0.7元/千瓦时以上，储能通过峰谷套利才能实现盈利，而南都电源在江苏的储能电站显然不具备这样的条件。
南都电源于2019年10月19日发布公告称，为进一步盘活存量资产，拓宽融资渠道，公司拟以部分储能电站相关设备资产与中远海运租赁有限公司开展融资租赁业务。
03、政策摇摆让储能左右为难
回顾储能产业发展，可以看到政策对储能有着绝对的影响。2017年10月份，国家发改委等5部门联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，政策金手指一点，储能行业信心顿起，进而推动了2018年电化学储能的爆发式增长。
但是，就在2019年，国家发改委、国家能源局印发了《输配电定价成本监审办法》，明确提出抽水蓄能电站、电储能设施不得计入输配电定价成本。这条政策一出，储能行业心下一凛，果然后续两大电网公司相继跟进，严格控制企业内部储能投资，导致2019年电化学储能增速回落。
截至2018年底，中国储能市场累计装机功率规模31.2GW，同比增长7.25%，储能项目总数345个。2019年底，国内储能需求锐减，同比下降75%，2019年国内出货量为0.7GWh。
更重要的是，储能的责任主体一直未给予政策性上清晰的定位。国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。但是各地区出台的辅助服务规则中，均规定由发电企业分摊辅助服务费用。
例如，《华北电力调峰辅助服务市场运营规则（2019年修订版）》明确规定：“省网市场费用分摊按照新能源‘多消纳多分摊’火电企业‘少调峰多分摊’原则，新能源企业与发电负荷率高于火电机组平均发电负荷率的火电机组承担调峰费用”。这种源于发电企业之间的分摊费用的机制，使灵活性电源辅助服务收益随着供应量的增加而不断减少。
在国家电网公司内部发布的《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。
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。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。但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。
在用户侧储能方面，当前，用户侧储能主要的盈利模式是峰谷套利，但是由于当地工商业及其他用电峰谷价差较小，用户侧储能难以通过峰谷差盈利。
就电源侧储能而言，成本上的考量也值得深思。以一个安徽电源侧风电场配置储能电站为例，若按照20%容量1小时规模进行测算，电化学储能占到系统总成本的6%左右，弃风、弃电收益难以弥补投资增加。
储能政策摇摆，造成了储能产业踟蹰不前。国网能源研究院有限公司副总工程师兼企业战略研究所所长马莉接受记者采访时说：“大家对储能未来要进一步优化它的体制、机制已经达成共识，未来储能政策怎么去设置，我觉得确实需要分开进行设置，区分储能的类型也区分是发电侧、电网侧还是用户侧去做更细致的设计，按道理讲依然是谁受益谁承担。未来可以大胆尝试，利用数字化的手段，实现源、网、荷、储一体化的发展。”
04、新玩家已介入
2020年，地方政府从另一方向给储能开了个“口子”，开始大力推动“新能源+储能”的发展模式。
珠海银隆布局应急储能
今年3月23日，国网湖南省电力有限公司下发了《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，明确提出：“经多方协调，已获得28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6兆瓦/777.2兆瓦时储能设备，与风电项目同步投产”。
3月24日，内蒙古能源局发布了《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确优先支持光伏+储能建设。若普通光伏电站配置储能系统，则应保证储能系统时长为1小时及以上，配置容量达到项目建设规模的5%及以上。
3月30日，新疆发改委印发了《新疆电网发电侧储能管理办法》征求意见稿，明确提出，鼓励光伏、风电等发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间2小时以上。由此可见，地方政府在推动“新能源+储能”发展模式方面意愿更加强烈。
越来越多的人把目光转向储能，无论是改善电能质量，还是提高自发自用率上，储能都可以发挥很大的价值。
2020年已经有一些国企开始大手笔进入储能领域。就在今年11月，国网湖南四地新能源配套储能工程、中广核国轩高科光伏储能、大唐光伏储能、华能光伏储能以及中石油离网型电池储能改造等五个储能项目开标，又有一批“新玩家”现身储能中标候选人行列。
中广核国轩高科储能光伏项目设计采购施工工程总承包中标候选人公示，第一中标候选人为国网上海综合能源服务有限公司与天津安捷物联科技股份有限公司的联合体，投标价格约为5070万元。此外第二中标候选人为上海大华电器设备有限公司，第三中标候选人为江西王牌建设工程集团有限公司。
上海电气国轩新能源科技(南通)项目
中国石油长庆井下试油气现场电池储能系统标包结果显示，航天钧和科技有限公司和西安晶屋节能科技有限责任公司获得中标。
中国电建上海电建公司青海工程公司大唐赤峰克旗浑善达克沙地100MWp光伏储能项目储能设备采购中标公示，北京海博思创科技股份有限公司获得中标。
同样在11月，由上海电气投资建设的国内首个商业化运行独立储能电站——格尔木美满闵行储能电站，在青海省海西蒙古族藏族自治州格尔木市110千伏白杨变电站建成并网运营。该项目的顺利投运，开创了电网侧储能电站市场化运营先河，为今后电网侧储能电站的大规模并网探索了全新的市场化运营模式。该项目建设规模为16兆瓦，容量64兆瓦时，是国内由独立市场主体投资建设并参与市场化运营的首座共享储能电站。
随着越来越的企业加入储能行列，储能技术和市场化经营模式上有望获得新进展。储能的夏天或许快到了！
